Modèle de comportement dynamique de systèmes d

Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Livrable 3.5.3 issu du projet MERiFIC
Un rapport préparé dans le cadre du projet MERiFIC
« Energies marines dans les territoires insulaires et périphériques »
Référence IFREMER : 13-240
Septembre 2013
Rédigé par :
Sam Weller ([email protected]), université d’Exeter
Lars Johanning ([email protected]), université d’Exeter
Peter Davies ([email protected]), IFREMER
Le projet MERiFIC a été sélectionné dans le cadre du programme européen de
coopération transfrontalière INTERREG IV A France (Manche) – Angleterre,
cofinancé par le FEDER.
Le contenu de ce rapport relève de la seule responsabilité des auteurs et ne peut
en aucun cas être considéré comme reflétant la position de l’Union Européenne. La
Commission Européenne ne saurait être tenue pour responsable de l’utilisation qui
pourrait être faite des informations figurant dans le présent document.
2
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Résumé
Ce rapport est un livrable de l’axe de travail WP3 – « Comportement dynamique des
convertisseurs d’énergie marine » – du projet MERiFIC, dont les travaux sont conjointement
menés par l’IFREMER (Institut français de recherche pour l’exploitation de la mer) en
France et l’université d’Exeter au Royaume Uni.
Il est prévu que les recommandations de la Commission Électrotechnique Internationale –
Marine energy - Wave, tidal and other water current converters - Part 10: The assessment
of mooring system for marine energy converters (MECs) – seront publiées d’ici fin 2013.
Plusieurs recommandations existent déjà concernant l’ancrage de dispositifs d’énergies
marines renouvelables (EMR) ; la CEI a été parmi les premiers à publier à ce sujet et la
documentation publiée par Det Norske Veritas peut aussi être citée.
Le présent document vise à introduire, de façon concise, les systèmes d’ancrage pour
dispositifs EMR et renvoie le lecteur à des recommandations et à des normes applicables à
la conception de tels systèmes d’ancrage. Le rapport commence par préciser le contexte et
ainsi fournir des éclaircissements sur les différences fondamentales entre les équipements
en mer conventionnels et les systèmes EMR. À la Section 2, des considérations de
conception sont introduites, notamment le coût, la géométrie et l’importance de réaliser une
étude de risques. Une introduction à la modélisation numérique d’un système amarré est
ensuite proposée à la Section 3. Enfin, les principales constatations du présent rapport sont
résumées à la Section 4.
3
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Table des matières
Introduction ............................................................................................................. 5
Le projet MERiFIC ........................................................................................................ 5
1
Abréviations...................................................................................................... 8
2
Contexte ............................................................................................................ 9
3
Considérations de conception des systèmes d'ancrage ............................ 12
3.1 Coût ................................................................................................................. 12
3.2 Géométrie et éléments constitutifs ............................................................... 13
3.3 Étude de risques ............................................................................................ 16
3.3.1
Recommandations de certification actuelles......................................... 17
3.3.2
Redondance .............................................................................................. 21
3.3.3
Distance entre les dispositifs .................................................................. 21
3.4 Considérations d'exploitation ....................................................................... 23
4
Modélisation d'un dispositif amarré ............................................................. 25
5
Conclusion ...................................................................................................... 31
6
Références ...................................................................................................... 32
4
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Introduction
Le projet MERiFIC
MERiFIC est un projet européen de coopération entre la Cornouailles britannique et le
Finistère, réalisé dans le cadre du programme INTERREG IVA France (Manche)
Angleterre, cofinancé par le FEDER. Le projet vise à promouvoir l’adoption des énergies
marines en Cornouailles et dans le Finistère, en concentrant les efforts sur les
communautés insulaires des Sorlingues et du Parc naturel marin d’Iroise. Les partenaires
britanniques du projet sont le Cornwall Council, l’université d’Exeter, l’université de
Plymouth et le Cornwall Marine Network. Les partenaires français sont le Conseil général
du Finistère, le Pôle Mer Bretagne, le Technopôle Brest-Iroise, l’IFREMER et Bretagne
Développement Innovation.
Le projet MERiFIC a été lancé le 13 septembre au National Maritime Museum de Falmouth
en Cornouailles britannique et se poursuivra jusqu’en juin 2014. Durant cette période, les
partenaires du projet ont pour objectifs :
•
De développer et de partager une compréhension commune de la terminologie et
des techniques existantes associées à l’évaluation des ressources énergétiques
marines ;
•
D’identifier des zones d’intérêt majeur en matière de ressources énergétiques
marines au sein de l’espace commun, en concentrant les efforts sur les
communautés insulaires des Sorlingues et du Parc naturel marin d’Iroise ;
•
De préciser les questions et les besoins liés à l’infrastructure, pour le déploiement
des technologies d’énergie marine entre les communautés insulaires et
continentales.
•
D’identifier, de partager et de mettre en œuvre des politiques de bonnes pratiques,
afin de promouvoir et de soutenir le déploiement de solutions EMR ;
•
D’identifier des études de cas de bonnes pratiques et des opportunités permettant
aux entreprises des deux régions d’intégrer les chaînes d’approvisionnement du
secteur des énergies marines ;
•
De partager de bonnes pratiques et de tester de nouvelles méthodes pour nouer le
dialogue avec les parties prenantes, afin de promouvoir la compréhension et
l’acceptabilité sociale des projets de développement du secteur des EMR ;
•
D’élaborer et de fournir un éventail d’études de cas, d’outils et de ressources, utiles
à d’autres régions.
Afin de faciliter la réalisation de ces objectifs, le projet a été scindé en plusieurs axes de
travail :
WP1 : Préparation du projet
WP2 : Gestion du projet
WP3 : Appui technologique
WP4 : Politiques publiques et réglementations
WP5 : Développement économique durable
WP6 : Acceptabilité sociale et implication de la société civile
WP7 : Communication et diffusion
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MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Avis de non-responsabilité :
Le présent document a été rédigé dans le but de fournir des recommandations préliminaires
en matière de systèmes d’ancrage pour le secteur des énergies marines renouvelables
(EMR). Le lecteur est vivement encouragé à se renseigner auprès d’organismes de
certification également avant de définir les spécifications relatives aux éléments d’ancrage
et de se lancer dans la conception de systèmes d’ancrage. Les auteurs du présent
document ne sauraient être tenus pour responsables des dommages, pertes ou préjudices
qui pourraient résulter de l’utilisation de ces recommandations.
Remerciements :
Les auteurs tiennent à remercier Det Norske Veritas pour la révision du présent document.
Documents connexes :
Dans le cadre de l’étude WP3.5 Comportements dynamiques des dispositifs d’énergies
marines du projet MERiFIC, les documents suivants ont été publiés ou sont en cours de
préparation :
Conférences et articles
Livrables du projet MERiFIC
Weller (S. D.), Davies (P.), Thies (P. R.), Harnois D3.4.2 :
Valorisation
(V.) et Johanning (L.), 2012, « Durability of synthetic pratiques sur site pilote
mooring lines for ocean energy devices », Actes de
la 4e conférence ICOE (International Conference on
Ocean Energy), Dublin, Irlande
de
bonnes
Thies (P. R.), Johanning (L.), Gordelier (T.), Vickers D3.5.1 :
Test
et
représentation
(A.) et Weller (S.), 2013, « Physical component graphique de la performance de lignes
testing to simulate dynamic marine load d’ancrage synthétiques
conditions », Actes
de
la
32e
conférence
internationale
Ocean,
Offshore
and
Arctic
Engineering (OMAE), ASME, 9 – 14 juin 2013,
Nantes, France.
Weller (S. D.), Davies (P.) et Johanning (L.), 2013,
« The Influence of Load History on Synthetic Rope
Response », Actes de la 10e conférence EWTEC
(European Wave and Tidal Energy Conference),
Aalborg, Danemark
D3.5.2 :
Recommandations
sur
l’utilisation de lignes synthétiques
d’ancrage pour des convertisseurs
d’énergie marine
Weller (S. D.), Davies (P.), Vickers (A.W.) et
Johanning (L.), « Synthetic Rope Responses in the
Context of Load History: Operational Performance ».
En cours d’examen
D3.5.3 : Modèle de comportement
dynamique de systèmes d’ancrage
pour des convertisseurs d’énergie
marine
Weller (S. D.), Davies (P.), Vickers (A. W.) et
Johanning (L.), « Synthetic Rope Responses in the
Context of Load History: The Influence of Aging ».
En préparation
6
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Harnois (V.), Weller (S.), Le Boulluec (M.), Davies
(P.), Le Roux (D.), Soule (V.) et Johanning (L.),
« Experimental and Numerical Investigation of a
Small-scale Mooring Test Facility model ». En
préparation
7
MERiFIC
1
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Abréviations
ABS : American Bureau of Shipping
ALS : État limite accidentel
API : American Petroleum Institute
BEM : Méthode des éléments de frontière
BV : Bureau Veritas
CFD : Dynamique des fluides computationnelle
DNV : Det Norske Veritas
MEF : Méthode des éléments finis.
FLS : État limite de fatigue
GBS : Structure gravitaire
HMPE : Polyéthylène à haut module
ISO : Organisation internationale de normalisation
EMR : Énergies Marines Renouvelables
ROV : Véhicule sous-marin téléopéré
SPM : Ancrage sur un point
SWMTF : South West Mooring Test Facility
TLP : Plate-forme à lignes tendues
ULS : État limite ultime
8
MERiFIC
2
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Contexte
La fonction principale d’un système d’ancrage en mer est de limiter suffisamment les
mouvements d’un équipement immergé ou de surface afin de le maintenir en position et de
minimiser les effets combinés du vent, des courants et de la houle sur la structure flottante.
Ceci est d’une importance particulière dans le cas d’équipements critiques du point de vue
de la sécurité (ex. équipements avec personnel in situ tels que les plates-formes pétrolières
et gazières, les navires de production, de stockage et de déchargement et les équipements
auxiliaires), pour lesquels une défaillance pourrait entraîner des pertes humaines, un
désastre écologique ou l’interruption des opérations. Concernant la taille et la masse, il
existe certaines similitudes avec les systèmes d’ancrage des dispositifs EMR possédant
d’imposantes structures d’appui (ex. éoliennes flottantes et projets à buts multiples, Figure
1). Il est possible de minimiser les mouvements indésirables et potentiellement néfastes en
concevant le système amarré (comprenant la structure flottante et le système d’ancrage) de
façon à ce que ses périodes propres de réponse diffèrent des périodes associées aux
fréquences d’excitation des sollicitations environnementales, telles que les sollicitations des
vagues de premier ordre et de deuxième ordre ou d’autres forces d’excitation (Figure 2).
Figure 1 : Dispositifs EMR et leurs structures porteuses : (de gauche à droite) vue d’artiste
du concept WinFlo (source : WinFlo), prototype de la centrale flottante Poseidon (source :
Knud E Hansen A/S) et vue d’artiste du concept W2Power (source : Pelagic Power)
De façon générale, les dispositifs EMR jugés petits comparés à la longueur d’onde
incidente (à l’instar des systèmes houlomoteurs) répondront de manière dynamique aux
sollicitations des vagues de premier ordre et de deuxième ordre ainsi qu’aux effets
combinés du vent et des courants. La réponse du dispositif et celle du système d’ancrage
sont généralement étroitement liées [1, 2], ce qui peut engendrer des mouvements
complexes [3], et potentiellement de fortes amplitudes en cas de réponse de résonance.
Une catégorie spécifique de dispositifs – les systèmes houlomoteurs – sont conçus pour i)
produire de l’électricité ou ii) dessaler l’eau. Ces dispositifs sont habituellement conçus pour
fonctionner de façon optimale avec des périodes d’excitation de premier ordre (Figure 2) ;
des réponses proches de celles de résonance sont donc possibles dans un ou plusieurs
modes de mouvement. Il est évident que la possibilité que des mouvements de résonance
soient engendrés aura des implications pour les cas de charge utilisés dans la conception
des systèmes d’ancrage de dispositifs EMR ainsi que pour les spécifications des éléments
d’ancrage.
9
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Cavalement, embardée
et lacet
SPAR
120
Période
TLP
Semi
Roulis et
tangage
propre (s)
60
Pilonnement, roulis et tangage
30
Pilonnement
Excitation des vagues de premier ordre
Pilonnement, roulis et tangage
1000
2000
3000
Profondeur (m)
Figure 2 : Périodes propres de structures offshore, données à titre indicatif (périodes
propres et profondeurs opérationnelles indiquées dans les documents [4-6]. Profondeurs
associées aux plates-formes SPAR selon la documentation en ligne de Technip 1). Les
périodes d’excitation des vagues de premier ordre susceptibles d’être pertinentes pour les
dispositifs EMR sont également indiquées.
En plus d’assurer le maintien en position (afin d’éviter les mouvements de grande amplitude
susceptibles d’entraîner des collisions avec des dispositifs adjacents), le système d’ancrage
d’un dispositif houlomoteur doit tout de même permettre des mouvements selon un ou
plusieurs degrés de liberté, en vue de la capture de l’énergie houlomotrice. Pour certains
systèmes houlomoteurs, le système d’ancrage fait partie intégrante du système de prise de
puissance du dispositif (c’est par exemple le cas pour le dispositif CETO de Carnegie Wave
Energy) 2. Il assure la liaison entre une base rigide (et le système de prise de puissance) et
la structure flottante. Le système d’ancrage peut ne pas être le seul moyen de retenir du
dispositif. Dans les secteurs où la mer est très agitée, au point de pouvoir occasionner des
dommages, il est possible que l’unité de prise de puissance du dispositif assure une
régulation active des mouvements, afin de limiter les déplacements du dispositif. Il est aussi
possible d’appliquer une régulation passive en utilisant certaines caractéristiques
géométriques particulières de la structure flottante [7].
1
http://www.technip.com/en/our-business/offshore/floating-platforms
2
www.carnegiewave.com/
10
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Bien que des géométries d’ancrage similaires aient été proposées pour les dispositifs EMR,
il existe des différences fondamentales entre cette nouvelle application et les équipements
en mer conventionnels (voir Tableau 1). Il n’est donc pas évident d’appliquer à ce secteur
émergent les recommandations ou pratiques existantes pour l’installation en mer. Des
organismes de certification tels que Det Norske Veritas commencent à mettre à disposition
des recommandations plus pertinentes (voir Section 2.4.1). Toutefois, celles-ci sont pour
l’instant essentiellement basées sur des recommandations actuellement utilisées par le
secteur offshore (ex. documents [8, 9]). Il est donc nécessaire d’adopter une approche plus
cohérente pour la conception et l’étude du cycle de vie [10] des dispositifs EMR et des
éléments d’ancrage associés.
Équipements offshore existants
Profondeur
Eaux profondes et très profondes
Semi-submersible (de 60 m à 3 km)
Plate-forme SPAR (2,4 km de
profondeur, ex. plate-forme Perdido
dans le golfe du Mexique)
Systèmes EMR
Eaux peu profondes, intermédiaires et
profondes
Pelamis (plus de 50 m)
Système houlomoteur AWS-III (environ
100 m)
WinFlo (plus de 40 m)
Période propre
théorique
Empreinte du
système
d’ancrage
Inférieure à 4 s ou supérieure à 20 s
(évitent les périodes de vagues de
premier ordre)
Importante3
Système à lignes caténaires (ex.
rayon de 2,8 km dans une eau de
1,2 km de profondeur)
Systèmes houlomoteurs réglés sur des
périodes de vagues de premier ordre.
Les plates-formes porteuses de dispositifs
EMR sont conçues selon une approche
semblable à celle utilisée pour les
équipements existants.
Relativement petite en raison de la
profondeur (ex. un système à lignes
caténaires peut avoir une empreinte d’un
rayon de 75 m dans 30 m de profondeur)
Système à lignes d’ancrage tendues
(ex. rayon de 1,7 km dans une eau de
1,2 km de profondeur)
Nombre de
lignes
d’ancrage
Multiples (ex. 16 lignes peuvent être
utilisées pour les systèmes à lignes
caténaires ou à lignes tendues)
Habituellement 3-4, bien que des
systèmes d’ancrage sur un point aient
aussi été proposés.
Tableau 1 : Différences et similitudes notables entre les équipements en mer existants et
les dispositifs EMR, dans le contexte des systèmes d’ancrage.
3
Exemples tirés du document [5].
11
MERiFIC
3
3.1
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Considérations de conception des systèmes d’ancrage
Coût
Selon le rapport Accelerating Marine Energy, publié en juillet 2011 par le Carbon Trust et
Black & Veatch sur la réduction des coûts dans le secteur des EMR, les systèmes de
maintien en position des dispositifs EMR flottants représentent en général moins de 10 %
de l’ensemble des coûts d’investissement [11]. Des études basées sur des concepts
individuels attribuent quant à eux une part plus importante aux systèmes d’ancrage (jusqu’à
30 % dans le cas du dispositif Seabreath [12]). Utilisant une métrique différente – le coût de
l’énergie –, le Technology Innovation Needs Assessment (TINA): Marine Energy Summary
Report (rapport de synthèse d’une étude des besoins en matière d’innovation dans le
secteur des énergies marines), réalisé en août 2012, avance un pourcentage d’environ
10 % pour les dispositifs houlomoteurs et marémoteurs (Tableau 2, [13]). Ce même rapport
estime par ailleurs qu’il serait possible de réduire les coûts moyens actualisés associés aux
systèmes d’ancrage de dispositifs houlomoteurs et marémoteurs (jusqu’à 50 % et 40 %
respectivement d’ici 2020 et jusqu’à 85 % et 60 % d’ici 2050). Le rapport affirme que les
dispositifs houlomoteurs flottants utilisent des systèmes d’ancrage conventionnels
présentant un faible potentiel de réduction directe des coûts. Il souligne toutefois que l’on
s’attend tout de même à ce qu’une meilleure capacité de déploiement engendre des
économies, ce qui est effectivement envisageable à court terme. Cependant, supposer que
le domaine ne connaîtra pas de nouvelles innovations est un tort. À titre d’exemple, il est
possible de mentionner l’étude réalisée par TTI (Tension Technology International) et
Promoor, et résumée dans le document [11], qui a permis de démontrer qu’il était possible
de réduire le coût de l’énergie de façon non négligeable (de 5 % à 10 %) en remplaçant les
câbles en acier par des lignes d’ancrage plus légères en nylon.
Coût de l’énergie [13]
(houle, marée)
Fondations et ancrage
10 %, 10 %
Installation
10 %, 35 %
Exploitation et maintenance
25 %, 15 %
Tableau 2 : Coûts approximatifs des fondations et des éléments d’ancrage comparés aux
coûts d’installation, d’exploitation et de maintenance.
Les économies réalisées en choisissant les éléments constitutifs de façon éclairée sont
susceptibles d’être complètement neutralisées par le coût de l’installation, de la
maintenance et du démantèlement des équipements. Il est, par ailleurs, probable que les
estimations de 10 % au Tableau 2 ne concernent que l’équipement, indépendamment des
coûts d’inspection, d’exploitation et de maintenance associés aux fondations et au système
d’ancrage. Adopter une planification adéquate et restreindre l’utilisation de procédures
12
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
coûteuses (ex. équipes de plongeurs) pourrait permettre de réduire les risques de voir
apparaître des goulots d’étranglement.
3.2
Géométrie et éléments constitutifs
Il existe deux principaux types de systèmes d’ancrage utilisables par le secteur des EMR :
les systèmes à lignes caténaires et des systèmes à lignes tendues (illustrés de façon
schématisée à la Figure 3). Pour ces deux systèmes, les principaux éléments utilisés en
matière d’ancrage et de fondations sont résumés au Tableau 3. Il existe, par ailleurs, de
nombreuses variantes de systèmes d’ancrage et il est probable que des réseaux de
dispositifs proches les uns des autres partagent des points d’ancrage [14].
Élément
Fonction
Considérations de conception
Fondations :
fondations
gravitaires,
caissons à
succion, ancres
à vis, boulons
d’ancrage,
fondations sur
pieux
Fournir un point d’ancrage fiable, là où l’utilisation Adaptées aux systèmes à chargement
d’une ancre enfouie par traînage ne conviendrait vertical. Limitations possibles en cas de
pas (ex. en raison de la nature du fond marin ou chargement horizontal.
des conditions de sollicitation).
Durabilité et application des systèmes de
Adaptées aux systèmes à lignes caténaires ou à jointement
lignes tendues.
Impact de l’affouillement
Ancres : ancres
enfouies par
traînage,
plaques
d’ancrage
Assurer un point d’ancrage fiable pour les fonds
marins boueux ou vaseux. Il est généralement
possible de récupérer les ancres enfouies par
traînage grâce à un navire, mais elles ne
conviennent que pour les systèmes à lignes
caténaires.
Lignes
d’ancrage :
câbles
métalliques,
chaînes, lignes
synthétiques,
câbles hybrides
Assurer la liaison entre les fondations (et l’ancre) Sollicitations en fatigue et pointes de charges
et le dispositif EMR. L’éventail des matériaux
disponibles sur le marché offre une large gamme Durabilité en fonction des mécanismes de
de
caractéristiques
(ex.
raideur,
poids, vieillissement et de l’usure
performance en fatigue)
Facilité de manipulation et d’installation.
Considérations financières et de performance
Autres
éléments :
manilles,
émerillons,
flotteurs, poids
Assurer la liaison entre le dispositif, la ligne Durabilité en fonction des mécanismes de
d’ancrage et l’ancre ou les fondations. Des vieillissement et des sollicitations en fatigue
flotteurs et des poids peuvent être utilisés pour les
systèmes avec bouée de surface ou avec flotteur
et lest.
L’utilisation dépend des caractéristiques du
site
Nécessité d’effectuer un relevé de terrain, afin
de déterminer le type d’ancre à sélectionner.
Ancres enfouies par traînage : limitations en
matière de chargement vertical et d’angle de
la ligne d’ancrage. Nécessitent une chaîne
dormante ; l’empreinte du système d’ancrage
Les plaques d’ancrage offrent un point d’attache est importante.
plus
permanent
et différentes
méthodes
permettent de les installer.
Tableau 3 : Résumé des éléments pertinents pour l’ancrage et les fondations
13
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Figure 3 : Schémas des arrangements d’ancrage possibles pour un unique dispositif EMR :
(de gauche à droite) systèmes à une ou plusieurs lignes tendues, système à lignes
caténaires de base, système à ligne caténaire avec bouée de surface auxiliaire et système
Lazy Wave avec flotteur et lest immergés. La figure illustre également les déplacements du
dispositif dus aux vagues.
Un système d’ancrage à lignes caténaires convient pour des applications pour lesquelles il
est nécessaire de maintenir le dispositif en position tout en autorisant des mouvements
selon plusieurs degrés de liberté. Des forces de rappel horizontales et verticales sont
fournies par une ou plusieurs lignes d’ancrage dont la géométrie caténaire est due au poids
du système d’ancrage. Des chaînes ou des câbles d’ancrage en acier peuvent être utilisés
pour l’ensemble de la ligne. Cependant, pour des raisons économiques et du fait des
propriétés avantageuses de matériaux alternatifs, il est probable que des lignes
synthétiques seront utilisées pour les sections centrale et supérieure (c.-à-d. à partir du
chaumard) des systèmes d’ancrage de dispositifs EMR (de plus amples informations sur
l’utilisation de lignes d’ancrage synthétiques pour les dispositifs EMR peuvent être obtenues
dans la littérature existante (ex. [15]), y compris dans le livrable D3.5.2 Recommandations
sur l’utilisation de lignes synthétiques d’ancrage pour des convertisseurs d’énergie marine,
du projet MERiFIC). Dans ce cas, des chaînes dormantes seront utilisées pour les sections
inférieures du système d’ancrage, afin que les lignes soient suffisamment tendues. Les
sections inférieures des chaînes d’ancrage sont disposées de façon radiale à partir du
dispositif, pour que les charges d’ancrage horizontales et verticales au niveau du chaumard
soient transférées à des charges horizontales au niveau de l’ancre. Un flotteur et un lest
peuvent être utilisés afin d’obtenir une géométrie d’ancrage de type « Lazy Wave » pour
assurer une plus grande complaisance horizontale et ainsi réduire les charges d’ancrage.
14
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
La complaisance d’un système d’ancrage à lignes caténaires permettra au dispositif relié de
se déplacer selon plusieurs degrés de liberté en réponse aux sollicitations de la houle, des
courants et du vent. L’amplitude de déplacement maximale et les forces d’ancrage
admissibles sont à quantifier pendant la phase de conception. Alors qu’il peut être
souhaitable (pour la capture d’énergie) de permettre des mouvements de grande amplitude
selon un degré de liberté (ex. pilonnement dans le cas d’un système houlomoteur de type
absorbeur ponctuel), un système d’ancrage trop complaisant peut conduire à d’importants
déplacements horizontaux et entraîner des collisions avec des dispositifs adjacents. Les
sections inférieures d’une chaîne reposeront sur le fond marin en mer calme. Elles se
soulèveront si les charges d’ancrage, associées à des déplacements énergétiques du
dispositif, sont suffisamment élevées. Dans le cas des ancres enfouies par traînage, les
charges appliquées à petits angles à partir du fond marin sont autorisées (typiquement
jusqu’à 30° pour une ancre plate Danforth comme sur la Figure 4). De plus grands angles,
tels que ceux que l’on obtiendrait si l’ensemble de la chaîne se soulevait, entraîneraient
l’extraction de l’ancre et donc la perte partielle (ou totale dans le cas d’un système à une
ligne caténaire) du système d’ancrage. Il est évident que l’interaction de la chaîne avec le
fond marin aura un impact sur les espèces marines à proximité du système d’ancrage.
Figure 4 : (à gauche) ancre plate Danforth de 1,1 tonne avant sa mise en place pour la
SWMTF 4, (à droite) ancre OMNI-Max de Delmar à chargement vertical (source : Delmar
Systems Inc.)
Les forces de rappel d’un système à lignes d’ancrage tendues résultent d’une extension
axiale plutôt que de changements géométriques du système d’ancrage dans son ensemble.
Ce type d’ancrage requiert l’utilisation d’ancres capables de résister à d’importantes forces
verticales. Les ancres enfouies par traînage ne sont donc pas appropriées. Les types
d’ancrage habituellement utilisés pour les systèmes à lignes tendues incluent les corps
morts, les ancres à vis, les boulons d’ancrage, les fondations sur pieux ou encore des
ancres spécialisées (voir Figure 4). Des ancres particulières peuvent aussi être employées
pour les systèmes à lignes caténaires ou à lignes semi-tendues, si l’état du fond marin ne
permet pas l’utilisation d’ancres enfouies par traînage. Pour les dispositifs EMR à réponse
dynamique maintenus par un système à lignes tendues incluant des éléments non
4
De plus amples informations sur la SWMTF (South West Mooring Test Facility) sont disponibles
dans l’article de Johanning (L.) et al. (2010) [16].
15
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
complaisants (tels que les chaînes ou les câbles), la possibilité que le dispositif subisse
d’importantes pointes de charges, potentiellement nuisibles, est à prendre en considération.
Une manière de réduire les pointes de charges est d’utiliser des lignes synthétiques dans
un système à lignes tendues afin d’y incorporer de la complaisance. Ainsi, le polyester,
l’aramide et le HMPE sont des matériaux particulièrement adaptés aux plates-formes
flottantes situées en eaux profondes et très profondes [17]. La charge de traction moyenne
associée aux câbles textiles tendus entraînera, avec le temps, un allongement par fluage.
Un chargement supplémentaire dû aux variations de la hauteur de marée entraînera des
variations de charge cycliques qui contribueront au fluage à marée montante, et permettront
la relaxation à marée descendante. Dans la mesure où le déplacement d’un dispositif
amarré grâce à un système à lignes tendues sera limité par la complaisance de la ligne
d’ancrage et par la capacité de rotation des terminaisons, le dispositif se retrouvera
submergé par les grosses vagues ou en cas de grandes amplitudes de marée 5. Afin d’éviter
les fortes sollicitations de la houle à la surface, plusieurs concepteurs de systèmes
houlomoteurs à lignes d’ancrage tendues ont opté pour l’immersion permanente du
dispositif (ex. CETO et le New Bristol Cylinder [19]). Pour les dispositifs en surface, des
études ont été menées sur la possibilité d’utiliser certaines caractéristiques géométriques
afin de limiter les mouvements en mer très agitée (forte tempête) [7].
3.3
Étude de risques
Il est probable que les conséquences de la défaillance d’un système d’ancrage pour
dispositif EMR seront moins graves que dans le cas de gros navires ou d’équipements pour
l’exploitation pétrolière et gazière (ex. fuites de fluides internes, échouage ou collision avec
d’autres dispositifs ou navires), et ce même si la capacité de maintien en position est
perdue. Les conséquences de la défaillance d’un élément d’ancrage dépendront de
l’emplacement du dispositif, de sa proximité avec d’autres équipements ou usagers de la
mer et de l’application ou non du principe de redondance dans le système 6. En raison du
manque actuel de recommandations spécifiques aux dispositifs EMR, et en particulier aux
systèmes houlomoteurs et marémoteurs, il s’avère nécessaire d’appliquer les actuelles
recommandations du secteur offshore, afin d’encadrer la certification des dispositifs. Il est
probable que les caractéristiques de conception exigées selon les recommandations
associées aux imposantes installations en mer, s’avèrent inutilement coûteuses, en
particulier dans le cas des dispositifs EMR ne nécessitant pas de personnel in situ pendant
5
Un dispositif EMR avec système d’ancrage conforme sera soumis à des sollicitations de faible
fréquence ou de premier ordre, sous l’effet du vent, de la houle et des marées. De plus, les
dispositifs amarrés grâce à des lignes tendues pourront être soumis à des excitations haute
fréquence générant un phénomène de « ringing ». Les lignes d’ancrage seront susceptibles de subir
une sollicitation cyclique résultant de vibrations induites par vortex ou de mouvements induits par
vortex [18]. Ce dernier mécanisme est brièvement introduit dans le livrable D3.5.2 Recommandations
sur l’utilisation de lignes synthétiques d’ancrage pour des convertisseurs d’énergie marine du projet
MERiFIC.
6
Des facteurs de sécurité plus élevés sont généralement spécifiés pour les systèmes sans
redondance.
16
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
de longues périodes 7. Paredes (G. M.) et al. [20] ont souligné la possible pertinence de
l’application aux systèmes d’ancrage de dispositifs EMR des recommandations rédigées
pour les fermes piscicoles marines (ex. NS 9415. E:2009). Comme cela a été mentionné à
la Section 2.1, les systèmes d’ancrage représentent à l’heure actuelle un pourcentage non
négligeable du coût d’investissement associé à un dispositif EMR, en partie en raison de
l’utilisation d’approches de conception conventionnelles. Considérant les recettes générées
par la vente d’énergie, la marge d’absorption est plus faible que dans le cas d’une plateforme pétrolière ou gazière entièrement opérationnelle.
À cela, il est toutefois possible d’opposer le fait que les éléments d’ancrage disponibles sur
le marché n’ont pas encore fait leurs preuves au sein du secteur émergent des EMR. Il
existe donc des incertitudes et des risques dont il faut tenir compte. À ce jour, il n’existe que
peu d’exemples de défaillance catastrophique de systèmes d’ancrage dans le secteur des
EMR. Citons, par exemple, le cas du dispositif Oceanlinx 8, en mai 2010 et celui du
prototype Wavedragon, en janvier 2004 [21]. Toutefois, ce faible nombre s’explique peutêtre en partie par le nombre, également faible, de dispositifs EMR déployés ou par la courte
durée des déploiements. Dans les deux cas cités, la défaillance s’est produite en période
de tempête. Tandis que les raisons de la défaillance du système d’ancrage du dispositif
Oceanlinx restent indéterminées, il est apparu qu’un capteur de force endommagé sur une
ligne d’ancrage du prototype Wavedragon a entraîné l’échouage de ce dernier. Il est
évident que la défaillance catastrophique d’un dispositif EMR a des répercussions néfastes
non seulement pour le concepteur du dispositif, mais aussi pour l’ensemble du secteur
naissant des EMR.
Il est donc nécessaire de parvenir à un équilibre entre les spécifications d’un système
d’ancrage trop techniquement exigeant, qui ne serait pas commercialement viable pour des
déploiements à grande échelle, et celles d’un système qui contournerait les
recommandations actuelles 9. Plutôt que d’appliquer strictement les normes, les organismes
de certification pourraient se montrer ouverts à l’adaptation de leurs recommandations, à
condition qu’il puisse être démontré, grâce à une modélisation numérique et/ou
expérimentale, que le système d’ancrage satisfait à certains critères (ex. scénarios
opérationnels et extrêmes à toutes les étapes de la durée de vie du dispositif).
3.3.1
Recommandations de certification actuelles
Le présent document n’a pas pour but de détailler les recommandations qui existent
actuellement pour l’ancrage des installations offshore. Au lieu de cela, cette section
7
Pour les dispositifs EMR, ce ne sera le cas que pendant les phases d’installation, de maintenance
et de récupération qui seront programmées lorsque les conditions météorologiques seront favorables
(c.-à-d. lorsque la mer sera calme). Le pourcentage de temps de présence sur place sera donc très
faible.
8
http://www.abc.net.au/news/2010-05-17/huge-swell-sinks-wave-energy-generator/829282 (consulté
en ligne le 03/10/2013).
9
Cela ne saurait être possible que dans certaines zones. Ailleurs, les compagnies d’assurance, les
organismes de délivrance des autorisations et les programmes de financement sont susceptibles
d’exiger la certification du dispositif par un organisme reconnu.
17
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
propose un résumé de la documentation disponible à ce sujet (Tableau 4). Pour les raisons
introduites à la Section 2, les documents cités ne sont pas tous totalement pertinents dans
le cas des dispositifs EMR. Il est cependant probable que cette documentation servira de
base aux publications à venir telles que celles du groupe TC114 de la Commission
Électrotechnique Internationale [22]. La certification d’un système d’ancrage passera par
l’identification des limites de performance des éléments et des lignes d’ancrage, lorsque le
système amarré est soumis à des sollicitations environnementales, accidentelles ou de
fonctionnement. Si l’on prend l’exemple des normes offshore de Det Norske Veritas, trois
états limites sont spécifiés par la norme DNV-OS-E301 Position Mooring [18] :
•
État limite ultime : utilisé pour s’assurer que les éléments constitutifs sont en mesure
résister aux sollicitations résultant de conditions environnementales extrêmes.
•
État limite accidentel : utilisé pour s’assurer que le système d’ancrage est capable
de supporter la défaillance d’une ligne d’ancrage, en supposant que le principe de
redondance ait été appliqué au système.
•
État limite de fatigue : utilisé pour s’assurer que chacune des lignes d’ancrage peut
supporter une sollicitation cyclique.
Le document [18] spécifie deux classes se rapportant aux conséquences de la défaillance
du système d’ancrage. La classe 1 correspond aux cas où il est peu probable qu’une
défaillance du système d’ancrage entraîne des conséquences inacceptables telles que des
pertes humaines, une collision avec une plate-forme adjacente, un déversement incontrôlé
de pétrole ou de gaz, un chavirage ou un naufrage. La classe 2 correspond aux cas où une
défaillance du système d’ancrage est susceptible d’entraîner des conséquences
inacceptables telles que celles susmentionnées. À ce jour, Det Norske Veritas est le seul
organisme à avoir publié des recommandations de conception détaillées pour le secteur
EMR, sous la forme du texte normatif DNV-OS-J103 : Design of Floating Wind Turbine
Structures [8].
18
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Date de
publication
Normes et recommandations
Det Norske Veritas
DNV-OS-E301 : Position Mooring
2010
DNV-OS-E302 : Offshore Mooring Chain
2009
DNV-OS-E303 : Offshore Fibre Ropes
2013
DNV-OS-E304 : Offshore Mooring Steel Wire Ropes
2009
DNV-RP-E301 : Design and Installation of Fluke Anchors
2012
DNV-RP-E302 : Design and Installation of Plate Anchors in Clay
2002
DNV-RP-E303 : Geotechnical Design and Installation of Suction Anchors in Clay
2005
DNV-RP-C205 : Environmental Conditions and Environmental Loads
2010
DNV-OS-J103 : Design of Floating Wind Turbine Structures
2013
DNV-OSS-312 : Certification of Tidal and Wave Energy Converters
2012
Det Norske Veritas et Carbon Trust
Guidelines on design and operation of wave energy converters
2005
Bureau Veritas
Classification of Mooring Systems for Permanent Offshore Units. NR 493 DT R02 E
e
2012
Certification of fibre ropes for deepwater offshore services. 2 édition. NI 432 DTO R01E
2007
Rules for the Classification of Offshore Loading and Offloading Buoys. NR 494 DT R02
E
2006
Organisation internationale de normalisation
ISO 19901-7:2013 : Industries du pétrole et du gaz naturel -- Exigences spécifiques
relatives aux structures en mer -- Partie 7 : Systèmes de maintien en position des
structures en mer flottantes et des unités mobiles en mer
2013
ISO 3730:2012 : Construction navale et structures maritimes -- Treuils d’amarrage
2012
ISO 18692:2007 : Cordages en fibres pour le maintien en position des structures
marines -- Polyester
2007
ISO/TS 14909:2012 : Cordages en fibres pour le maintien en position des structures
marines -- Polyéthylène à haut module
2012
ISO 1704:2008 : Navires et technologie maritime -- Chaînes d’ancre à mailles
étançonnées
2008
Tableau 4a : Actuelles recommandations du secteur offshore susceptibles d’être
pertinentes pour l’ancrage des dispositifs EMR
19
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Normes et recommandations
Date de
publication
American Petroleum Institute
API RP 2SM : Recommended Practice for Design, Manufacture, Installation, and
Maintenance of Synthetic Fiber Ropes for Offshore Mooring (version amendée)
2007
API Spec 2F : Mooring Chain
1997
American Bureau of Standards
Guidance Notes on the Application of Fiber Rope for Offshore Mooring
2011
Guidelines for the purchasing and testing of SPM hawsers
2000
Standards Norway
NS 9415:2009 : Marine fish farms - Requirements for site survey, risk analyses, design,
dimensioning, production, installation and operation
2009
Tableau 4b : Actuelles recommandations du secteur offshore susceptibles d’être
pertinentes pour l’ancrage des dispositifs EMR
Det Norske Veritas a aussi récemment publié le texte normatif DNV-OSS-312 Certification
of Tidal and Wave Energy Converters [9]. Ce texte offre moins de détails concernant les
systèmes d’ancrage et renvoie essentiellement le lecteur à la documentation existante, y
compris à la norme DNV-OS-E301 Position Mooring, à certains des textes indiqués au
Tableau 4, ainsi qu’à certaines normes de certification (ex. : Certification of offshore
mooring steel wire ropes, Certification of offshore mooring chains et Standard for
certification of offshore mooring fibre rope). Le texte normatif DNV-OSS-312 Certification of
Tidal and Wave Energy Converters contient une liste des domaines qui feraient
typiquement l’objet d’une analyse documentée dans le cadre de la vérification d’un concept
de système d’ancrage (Tableau 5).
•
Disposition des lignes et de l’ancre
•
Modèle de treuils et de stoppeurs de chaîne
•
Type, poids et dimensions
segments de ligne
les
•
Tensions des lignes d’ancrage dans les états
limites ULS et ALS
•
Résistance mécanique caractéristique de la
ligne
•
Calculs de fatigue pour les accessoires et les
segments des lignes d’ancrage
•
Spécifications de l’ancre : type, dimensions,
poids, matériau
•
Calculs de résistance mécanique des ancres,
des treuils et des chaumards
•
Disposition des chaumards et des points
d’ancrage/précontraintes
•
Surépaisseur de corrosion.
•
Position et poids des flotteurs et des lests
de
tous
Tableau 5 : Domaines de conception qu’il serait typiquement nécessaire de documenter
pour la certification du modèle, selon le texte normatif DNV-OSS-312 Certification of Tidal
and Wave Energy Converters [9]
20
MERiFIC
3.3.2
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Redondance
Les deux exemples de défaillance de dispositifs EMR, introduits ici, illustrent l’importance
de se pencher sur i) un éventail de conditions environnementales et ii) le principe de
redondance appliqué au système d’ancrage. Les exigences en matière de survie des
systèmes d’ancrage d’installations offshore ont été renforcées après que des événements
de rupture soient survenus entraînant la perte totale de systèmes d’ancrage de platesformes offshore 10.
La perte d’éléments essentiels n’est pas toujours prévue dans les divers dispositifs EMR
proposés ou testés à ce jour, en particulier dans le cas des systèmes houlomoteurs
amarrés grâce à une seule ligne d’ancrage. L’application du principe de redondance à un
système d’ancrage (sous forme de lignes d’ancrage supplémentaires) est une pratique
courante dans le cas des grandes plates-formes, en prévision d’une défaillance des
éléments [23]. La redondance peut également être assurée par l’installation de câbles de
sécurité autour des éléments critiques tels que les capteurs de force (voir Figure 5). À
défaut d’appliquer le principe de redondance à un système d’ancrage, il est possible
d’augmenter le facteur de sécurité du système, en accord avec des recommandations de
certification telles que la DNV-OS-E301 Position Mooring pour des systèmes d’ancrage sur
un point [18] et la DNV-JS-J103 Design of Floating Wind Turbine Structures, davantage
pertinente [8].
Figure 5 : Exemple de câble de sécurité utilisée à un point de raccordement du système
d’ancrage de la SWMTF
3.3.3
Distance entre les dispositifs
Afin que l’exploitation des dispositifs EMR devienne commercialement viable, il est peu
probable que ces derniers soient déployés en tant qu’unité isolée. Au contraire, des
10
Il est possible de citer plusieurs exemples de défaillance catastrophique de systèmes d’ancrage de
plates-formes, notamment l’Argyll Transworld 58 (plate-forme de production flottante, 1981), le
Fulmar (unité de stockage flottante, 1988), l’Ocean Lexington (plate-forme de forage, 2002) et le
Deepwater Nautilus (plate-forme semi-submersible en eau très profonde, 2004). De nombreuses
défaillances de lignes sont encore enregistrées, mais les incidents graves sont évités par
l’application de mesures de redondance. Une défaillance tous les trois ans est un taux de défaillance
typique en phase exploitation [23].
21
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
réseaux ou des fermes de plusieurs dispositifs seront installés avec un partage des
infrastructures de transmission de puissance, de prise de mesures, de contrôle et même
d’ancrage [14]. Comme dans le cas des fermes d’éoliennes, l’aménagement de l’espace est
un élément essentiel à prendre en compte pour la performance des dispositifs EMR,
notamment pour ce qui est des effets de sillage de multiples turbines marémotrices proches
les unes des autres. Dans le cas des systèmes houlomoteurs, les interactions
hydrodynamiques entre dispositifs ont une influence significative sur la quantité d’énergie
extraite [24]. Des outils de planification sont donc nécessaires, afin de prévoir avec
précision la performance des réseaux [25]. Les distances minimales de séparation
proposées pour ces dispositifs 11 auront des incidences sur le niveau de complaisance que
pourra avoir le système d’ancrage, afin de réduire les risques de collision entre dispositifs et
d’emmêlement des lignes d’ancrage.
Figure 6 : Limites indicatives de déplacement horizontal pour un dispositif EMR de type
flotteur ; (à gauche) avec un système d’ancrage intact et (à droite) après défaillance d’une
ligne d’ancrage. La position réelle du dispositif dans chacun des deux scénarios dépendra
11
Les effets d’interaction ont été étudiés pour de nombreux dispositifs, y compris dans le cas de
géométries axisymétriques avec distances de centre à centre supérieures à un diamètre (limite
inférieure des distances de séparation).
22
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
des caractéristiques
environnementales.
de
conception
du
dispositif
amarré
et
des
conditions
Selon la norme DNV-OS-E301 Position Mooring [18], une distance d’au moins 300 m est à
prévoir entre les unités de logement en mer et l’équipement fixe 12. Dans le cas des navires,
la distance doit correspondre à au moins deux fois celle du navire en question. Ces
exigences sont totalement inadaptées aux dispositifs EMR pour lesquels il est nécessaire
d’avoir de faibles distances de séparation, afin de permettre le partage d’infrastructures ou
pour mettre à profit les interactions hydrodynamiques. Cette inadéquation est notamment
due au fait que les distances minimales spécifiées sont basées sur des profondeurs bien
supérieures à celles pertinentes pour les dispositifs EMR. Bien que la réponse d’un
dispositif dépende des caractéristiques de conception de ce dernier, il ne serait pas difficile
de spécifier une distance minimale de séparation de sécurité plus adaptée au secteur EMR
dont les dispositifs ne requièrent que rarement la présence de personnel in situ (voir
Section 2.4). Les limites définies pour les dispositifs EMR pourraient être basées sur les
déplacements horizontaux ou verticaux maximaux (cavalement ou embardée) a) lorsque le
système d’ancrage est intact et b) après rupture d’une ligne d’ancrage (voir Figure 6). Cette
approche est proposée dans le texte normatif DNV-OS-J103 Design of Floating Wind
Turbine Structures [8], mais les distances n’y sont pas explicitées.
3.4
Considérations d’exploitation
L’étude des systèmes d’ancrage à plusieurs lignes est souvent réalisée en supposant que
la tension dans chaque ligne est la même lorsque le dispositif est à l’équilibre. Il est
possible que ceci ne soit pas le cas en raison :
•
d’inexactitudes au niveau du positionnement de l’ancre 13
•
d’une différence du niveau de précontrainte appliquée à chaque ligne d’ancrage 14
•
des caractéristiques du fond marin (variations bathymétriques au sein du site)
•
d’événements survenant en cours d’exploitation (ex. : délogement de l’ancre 15).
12
Cet écart peut être ramené à 150 m dans le cas d’unités conçues pour des applications couvertes
par la classe 1, à condition que le niveau de redondance appliqué soit suffisant pour empêcher les
collisions entre unités en cas de rupture d’une ligne d’ancrage. Une distance de 50 m est autorisée
pour les systèmes d’ancrage conçus pour des applications couvertes par la classe 2. Pour des
profondeurs supérieures à 300 m, de plus grandes distances de séparation sont nécessaires.
13
Pour le premier déploiement de la SWMTF, une précision de positionnement d’ancre de +/- 2 m
avait été spécifiée, mais seule une précision de +/- 5 m a pu être obtenue. Pour de plus amples
informations concernant les pratiques pendant l’exploitation, le lecteur est invité à consulter les
livrables D3.6.2 Les meilleures procédures d’installation pour les sites définis et D3.6.3 Besoins de
maintenance pour les sites définis, du projet MERiFIC.
14
Dans le cas des lignes synthétiques, de plus amples informations sont données à ce sujet dans le
livrable D3.5.2 Recommandations sur l’utilisation de lignes synthétiques d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine, du projet MERiFIC.
23
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Si le chargement n’est pas le même pour toutes les lignes, cela peut entraîner dans cellesci des tensions particulières, considérablement supérieures à celles estimées lors de la
phase d’étude du système d’ancrage. Ceci est susceptible d’engendrer une modification
des tensions maximales dans les lignes et une réduction de l’endurance des éléments. La
défaillance prématurée d’un élément et la perte totale d’une ligne peut entraîner une
soudaine augmentation de la charge sur les lignes restantes et d’importants déplacements
du dispositif (illustrés à la Section 2.3.3), voire même la perte totale de la capacité de
maintien en position, pour les systèmes sans redondance. Il est donc important que, dans
le cadre de l’analyse des systèmes d’ancrage, des études de sensibilité sur la position des
ancres et des lignes soient réalisées. Une répartition inégale peut être détectée grâce aux
mesures de tension d’ancrage (au niveau du chaumard) en eau calme. Il est évident que
ceci nécessite l’installation de capteurs étalonnés et dépend de la précision des mesures 16.
Il existe d’autres méthodes permettant de vérifier que la tension dans chaque ligne est la
même, notamment les tests de déroulement-enroulement et l’évaluation des angles de ligne
par des équipes de plongeurs et grâce à un véhicule sous-marin téléopéré (ROV) [23].
15
Une des ancres de la SWMTF a été délogée au cours d’une tempête en janvier 2011, avant d’être
à nouveau enfouie à 7 m de sa position d’ancrage initiale. Ce déplacement a entraîné celui de la
bouée (3,5 m vers l’ouest et 1,5 m vers le sud) et un changement du niveau de précontrainte auquel
était soumis des trois lignes d’ancrage [26].
16
Les mesures des capteurs de force tendent à dériver. Il peut donc s’avérer judicieux d’utiliser plus
d’un capteur de force à chaque chaumard.
24
MERiFIC
4
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Modélisation d’un dispositif amarré
En utilisant des techniques de modélisation numérique des comportements dynamiques et
quasi statiques, il est possible d’obtenir une estimation des mouvements du dispositif et des
tensions du système d’ancrage pour une certaine plage de conditions environnementales.
Une bonne pratique à adopter est de déterminer la précision des réponses dynamiques
estimées en comparant les résultats avec les essais physiques réalisés en laboratoire sur
modèle réduit ou en mer [27]. La Figure 7 montre un exemple de comparaison entre une
analyse numérique de comportement quasi statique et des essais sur un modèle réduit à
l’échelle 1/5 de la SWMTF (pour plus de détails, se reporter au document [28]). On observe
que la configuration caténaire du système d’ancrage entraîne une relation non-linéaire entre
le cavalement et la tension d’ancrage. Une analyse comparative des mesures
expérimentales et des simulations numériques sera présentée dans une publication à venir
[29].
D’autres recommandations concernant la modélisation des ressources et la modélisation
physique peuvent être obtenues dans la littérature, notamment dans les livrables D3.1.6
Guide de bonnes pratiques pour l’évaluation des ressources « vagues » et « courants
marins » pour les territoires insulaires et D3.4.2 Valorisation de bonnes pratiques sur site
pilote, du projet MERiFIC. Les documents [30, 31] proposent une discussion (illustrée par la
Figure 8) sur les techniques de simulation de fonctionnement susceptibles d’être utilisées
pour les essais sur les éléments constitutifs des dispositifs EMR. De plus, les essais
physiques sur lignes synthétiques sont abordés dans le livrable D3.5.1 Test et
représentation graphique de la performance de lignes d’ancrage synthétiques. Pour un tour
d’horizon complet des pratiques de modélisation recommandées, le lecteur est également
invité à consulter les protocoles d’EquiMar [27].
Figure 7 : (à gauche) modèle réduit de la SWMTF (échelle 1/5) testé dans le bassin d’eau
de mer de l’IFREMER (à droite) étude des comportements quasi statiques du modèle réduit
du système d’ancrage, réalisée dans le cadre de l’étude WP3.5 du projet MERiFIC [28,29].
Les valeurs mesurées et celles obtenues par simulation sont respectivement représentées
par des astérisques et des carrés
25
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Figure 8 : Approche d’essai simplifiée basée sur une simulation de la phase d’exploitation
et impliquant la génération d’historiques de chargement normalisés (source : document
[30]).
Il existe sur le marché de nombreux logiciels pouvant être utilisés afin de réaliser des
études de comportements statiques, quasi statiques ou dynamiques de systèmes d’ancrage
complets, y compris Orcaflex de chez Orcina 17, Optimoor de la société TTI 18 et Deeplines
commercialisé par Principia 19, pour ne citer qu’eux. Bien qu’étant des outils sophistiqués,
les logiciels pour systèmes d’ancrage qui existent à l’heure actuelle ne permettent pas de
modéliser l’ensemble des caractéristiques propres aux dispositifs EMR telles que les
systèmes de prise de puissance. WaveDyn de chez GL-Garrad Hassan 20 est l’un des
premiers outils de simulation disponible sur le marché, spécialement conçu pour les
réponses dynamiques des systèmes houlomoteurs. En supposant que la conception du
dispositif a été formalisée, la procédure de modélisation numérique peut être scindée en
plusieurs étapes (Figure 9). Il est à noter que ce diagramme met l’accent sur la
modélisation numérique du système amarré tout en tenant compte de la modélisation de
l’évaluation des ressources et des essais physiques. Toutefois, cette approche n’est pas
immuable et une étude indicative pourrait être menée sans connaissance préalable des
caractéristiques du site, en commençant par l’étape 1 (Figure 9).
17
http://www.orcina.com/SoftwareProducts/OrcaFlex/ (consulté en ligne le 05/10/2013).
18
http://www.tensiontech.com/software/optimoor.html (consulté en ligne le 05/10/2013).
19
http://www.principia.fr/expertise-fields-software-products-deeplines-126.html (consulté en ligne le
05/10/2013).
20
http://www.gl-garradhassan.com/en/software/25900.php (consulté en ligne le 05/10/2013).
26
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Figure 9 : Procédure proposée pour la modélisation numérique des systèmes EMR
amarrés
Début
Modélisation numérique
Évaluation du site et des ressources
Essais physiques
Modélisation
du système
Réaliser un relevé de
terrain afin de déterminer
la nature et le profil du
fond marin
Non
La bathymétrie du
site a-t-elle été
déterminée ?
Étape 1 :
Quantifier
les
paramètres hydrodynamiques
de la géométrie du dispositif en
utilisant des méthodes linéaires
des éléments de frontière à partir
de la théorie des écoulements à
potentiel de vitesse appliquée à
l’influence des vagues.
Oui
Dans la mesure du
possible,
entamer
le
programme de mesures.
À défaut, utiliser des
modèles spectraux de
vagues adéquats (c.-à-d.
provenant
du service
météorologique)
Non
Des mesures in situ
(ex. ADCP, bouée) sontelles disponibles ?
Oui
Valider les modèles de simulation historique de vagues et de
marée. Envisager la modélisation du vent pour les structures de
grande envergure. Données utilisées pour déterminer les périodes de
récurrence (c.-à-d. de 1 fois par an à 1 fois tous les 100 ans)
Résultats :
• Régime des vagues (amplitude significative,
période de pointe, directionnalité)
• Caractéristiques de la marée (amplitude, profil des
vitesses, directionnalité)
• Régime de vent (profil des vitesses, directionnalité)
• Bathymétrie du site
Analyse comparative
Résultats (fonction de la fréquence) :
• Forces et phases d’excitation des vagues de
premier et deuxième ordre
• Amortissement par rayonnement
• Masse ajoutée
• Rapports d’amplitudes des réponses
Résultats
(fonction
de
la
position) :
• Tensions aux chaumards
• Raideur d’ancrage
• Points de contact entre le
système d’ancrage et le fond
marin
Étape 2a : Modélisation de
base du système d’ancrage
utilisant
des
équations
simplifiées.
Étape 2b : Modélisation de
base du domaine fréquentiel
du système amarré en
utilisant
les
paramètres
hydrodynamiques et la raideur
approchante
du
système
d’ancrage
Périodes
de
vagues
caractéristiques
Paramètres
de
contact (c.-à-d.
interaction entre
le fond marin et
le
système
d’ancrage)
Résultats
(fonction
de
fréquence) :
• Rapports
d’amplitudes
réponses
Les réponses mesurées
et obtenues par
simulation concordentelles ?
Non
Oui
Résultats :
• Tensions d’ancrage
• Opérateurs d’amplitude des
réponses (houle régulière)
• Mouvements du dispositif (houle
irrégulière)
Étape 4a :
Étude
des
comportements dynamiques
en cas d’excitation régulière et
irrégulière due à la houle
Régime des vagues
Caractéristiques sélectionnées sur la
base
des
conditions
environnementales prévues et des
exigences de certification
Caractéristiques
la marée
Régime de vent
de
Remarques : L’approche de simulation présentée utilise typiquement
des paramètres hydrodynamiques basés une théorie linéaire des
écoulements à potentiel de vitesse appliquée à l’influence des vagues et
sur des coefficients permettant de tenir compte des sollicitations des
courants et du vent. Grâce aux méthodes basées sur cette approche, il
est possible de correctement prévoir la dynamique des dispositifs en
réseau et des systèmes d’ancrage associés. L’excitation non-linéaire
d’un dispositif (ex. due à des vagues de grande amplitude, haute et
déferlante, décrites par des théories d’ordre supérieur) implique des
sollicitations et des réponses complexes, qu’il est possible de modéliser
avec précision grâce à des méthodes de CFD. Ces méthodes
nécessitent une importante capacité de calcul et ne représentent donc
pas, à l’heure actuelle, une véritable solution pour la modélisation de
réseaux de dispositifs.
des
Résultats :
• Tensions d’ancrage
• Raideur d’ancrage
• Points de contact entre le
système d’ancrage et le fond
marin
• Mouvements d’amortissement
Étape 3 :
Étude
des
comportements
quasi
statiques
et
dynamiques
(amortissement) du système
amarré
Remarques : Si l’étude des comportements quasi statiques révèle une disparité des
tensions dans les lignes d’ancrage, vérifier les paramètres du système d’ancrage
(c.-à-d. la géométrie, la masse et la raideur des lignes, ainsi que les paramètres de
contact avec le fond marin).
Des différences significatives entre les réponses temporelles mesurées et celles
obtenues par simulation peuvent être dues à une sous-estimation, dans le modèle
numérique, de l’amortissement au niveau du dispositif ou des lignes d’ancrage
(effets de frottement visqueux ou de traînée) ou à une spécification erronée de
l’inertie. Il est aussi possible que les réponses d’amortissement mesurées au cours
des essais expérimentaux impliquent des modes de mouvement couplés
complexes. Afin d’identifier la source de la disparité (système d’ancrage ou dispositif
EMR), il peut être envisagé d’utiliser en donnée d’entrée les mouvements
d’amortissement mesurés pour le dispositif, afin de vérifier les tensions des lignes.
la
Étape
4b :
Étude
des
comportements dynamiques
en cas d’excitation due aux
courants de marée et au vent
Non
Les réponses mesurées
et obtenues par
simulation concordentelles ?
27
Fin
Oui
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Procédure de modélisation proposée
Étape 1 : Les méthodes des éléments de frontière sont utilisées afin de résoudre le
potentiel des vitesses autour de la géométrie du dispositif en utilisant la théorie des
écoulements à potentiel de vitesse pour une plage de fréquences de vagues régulières 21.
Les codes commercialisés tels que WAMIT, de WAMIT Inc. 22 et AQUAPLUS, développé par
l’Ecole Centrale de Nantes 23, sont très utilisés pour ces calculs. Ces méthodes linéaires
sont notamment basées sur une hypothèse fondamentale selon laquelle les déplacements
du dispositif sont petits ; elles ne tiennent donc pas compte de la variation des paramètres
hydrodynamiques calculés en fonction de la variation de la position du dispositif (tirant
d’eau).
Étape 2a : Des équations d’ancrage simplifiées (ex. formules pour système à lignes
caténaires) ou des méthodes des éléments finis peuvent être utilisées afin de réaliser un
premier modèle de système d’ancrage basé sur la profondeur du site et les caractéristiques
du dispositif (ex. masse, géométrie et tirant d’eau). Il est possible d’étudier, en fonction de
la position du dispositif, les variations au niveau des tensions d’ancrage et des points de
contact avec le fond marin. La position du dispositif permet de déduire la raideur du
système d’ancrage. Des contrôles de la stabilité du dispositif pourront être réalisés grâce à
des équations bien établies que l’on retrouve dans la littérature (ex. [6,32]).
Étape 2b : Il est possible d’obtenir une approximation de la réponse du système amarré,
quantifiée sous forme de rapports d’amplitude de réponses sans dimension, en utilisant les
résultats de l’étape 1 (forces et phases d’excitation des vagues en fonction de la fréquence,
amortissement par rayonnement, masse ajoutée) couplés à une approche linéarisée [33].
La raideur d’ancrage (voir Étape 2a) pour un déplacement unitaire peut également être
incluse dans l’approximation 24. Le système de prise de puissance peut être inclus en tant
qu’unique terme d’amortissement (si applicable, inclure un terme de raideur). Cette
approche, bien que très simplifiée, permet de vérifier la réponse en fréquence attendue
lorsque le dispositif est soumis à une houle régulière. Des travaux ont été réalisés sur la
possibilité d’obtenir une estimation de la réponse d’un dispositif en fonction du temps au
sein d’un champ de vagues irrégulières, en supposant la superposition linéaire des
réponses à chaque composante de houle régulière [34]. Toutefois, cette approche ne peut
être valide que si le dispositif réagit de façon optimale.
Étape 3 : Il est possible d’appliquer une approche plus détaillée à la modélisation
numérique en utilisant des simulations dans le domaine temporel, qui peuvent être
réalisées grâce aux logiciels pour systèmes d’ancrage disponibles sur le marché. Comme
21
Les fréquences de vagues sélectionnées sont basées sur les fréquences de vagues de premier et
de deuxième ordre les plus probables à l’emplacement proposé pour le dispositif.
22
http://www.wamit.com/ (consulté en ligne le 05/10/2013).
23
http://www.ec-nantes.fr/version-francaise/recherche/laboratoires/lmf/lmf-ehgo-codes-de-calcul3862.kjsp?RH=Rech5 (consulté en ligne le 05/10/2013).
24
L’utilisation d’une seule valeur de raideur ne permettra pas de représenter la relation non-linéaire
raideur-déplacement d’un système à lignes caténaires.
28
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
mentionné précédemment, les particularités des dispositifs EMR sont susceptibles de
nécessiter l’utilisation d’un logiciel de modélisation dédié aux EMR ou d’approches que l’on
retrouve dans la littérature. Parmi ces dernières, deux approches sont privilégiées et
généralement employées. La première, qui utilise les paramètres hydrodynamiques issus
de l’analyse BEM (Étape 1) dans des fonctions de réponses impulsionnelles [35], est à la
base de nombreux outils disponibles sur le marché 25. La deuxième est basée sur la force de
Froude-Krylov, avec utilisation de la formule de Morison afin de tenir compte de la traînée et
de l’inertie [6]. Des méthodes hybrides combinant les deux approches précédentes ont
également été proposées afin de tenir compte de la variation temporelle des forces agissant
sur le dispositif [36]. Pour un dispositif EMR, il est important de tenir compte du système de
prise de puissance, car les forces supplémentaires d’amortissement et de raideur en
fonction du temps influenceront indubitablement la réponse du système. À ce stade, la force
des vagues n’est pas incluse dans les simulations, car il est essentiel que la simulation du
comportement quasi statique et dynamique (amortissement) du système amarré soit en
accord avec les mesures en laboratoire 26.
Étape 4a : Une fois la réponse d’amortissement dynamique du système amarré validée,
des simulations pourront être réalisées en soumettant le modèle à une houle régulière
selon des périodes et des amplitudes de vagues représentatives des conditions
rencontrées sur le site de déploiement envisagé. Si les tensions d’ancrage et les opérateurs
d’amplitude des réponses (RAO) obtenus par simulation sont comparables aux valeurs
expérimentales, le modèle pourra alors être soumis à des vagues irrégulières (selon des
spectres représentatifs ou une série chronologique mesurée sur le site envisagé). L’objet de
l’étude dépendra de l’application, mais il est probable que, pour des dispositifs EMR de type
flotteur, on s’intéressera à la réponse du dispositif soumis à la force des vagues (premier
ordre) dans les principaux modes de mouvement, ainsi qu’à l’influence des sollicitations de
deuxième ordre sur les mouvements de dérive moyenne et lente du dispositif.
De façon générale, un manque de concordance entre la simulation de comportement du
dispositif amarré et les mesures (en particulier dans le cas des réponses de résonance)
peut être dû aux limites de l’approche de modélisation numérique. Il sera possible d’obtenir
des prévisions plus détaillées de comportements complexes et de mécanismes
hydrodynamiques (effets de houle tels que les déferlements et dynamique d’ancrage) en
utilisant des outils de CFD [37, 38]. À l’heure actuelle, ces méthodes requièrent un temps et
une puissance de calcul considérables.
Étape 4b : Plus de détails peuvent être incorporés au modèle en incluant l’influence des
courants de marée et du vent. La sélection des conditions environnementales dépendra du
25
Les logiciels pour système d’ancrage disponibles sur le marché permettent d’ajouter les
coefficients de traînée et d’inertie de la formule de Morison et/ou de tenir compte de la raideur ou de
l’amortissement grâce à des matrices.
26
Réaliser directement la simulation d’un dispositif EMR soumis à des sollicitations
environnementales, sans validation préalable du modèle, risque de donner des résultats trompeurs.
Il est donc fortement recommandé de commencer par une simulation de conditions simplifiées (c.-àd. réponses en conditions quasi statiques et réponses d’amortissement), validée dans l’idéal grâce
aux données expérimentales.
29
MERiFIC
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
stade d’avancement de la conception du dispositif. Il se peut qu’un concepteur s’intéresse à
la réponse d’un modèle de dispositif aux sollicitations environnementales, uniquement dans
le but d’affiner la conception d’une unité de prise de puissance ou d’un système de contrôle.
Un modèle plus abouti, une fois atteint le stade de la validation de principe ou du prototype,
pourra nécessiter d’être certifié, ce qui impliquera une modélisation numérique basée sur
une étude des états limites (Section 2.3.1).
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MERiFIC
5
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
Conclusion
D’importantes réductions des coûts seront nécessaires avant que les énergies marines
renouvelables deviennent une méthode de production d’électricité compétitive, attrayante
pour les investisseurs et les fournisseurs d’électricité. Mis à part le déploiement de réseaux
de dispositifs, un domaine clé identifié comme ayant un potentiel de réduction des coûts est
celui des systèmes d’ancrage. Le défi est donc bien réel de concevoir des systèmes
d’ancrage pour dispositifs EMR capables de satisfaire à leur utilité première de maintien en
position tout en offrant durabilité et facilité de déploiement à un prix abordable.
L’approche actuellement appliquée à la conception de systèmes d’ancrage consiste à
utiliser les normes existantes du secteur offshore se rapportant aux grands équipements
destinés à l’exploitation en eaux profondes. Les mouvements de ces infrastructures sont
caractérisés par de faibles amplitudes au regard de la taille de l’équipement. Ceci contraste
nettement avec les mouvements hautement dynamiques associés à des équipements EMR
plus petits et plus sensibles, en particulier dans le cas des dispositifs conçus pour
fonctionner en résonance ou dans un régime approchant, selon un ou plusieurs modes de
mouvement. Les systèmes d’ancrage de ces dispositifs subiront des tensions hautement
dynamiques et pourront être soumis à des pointes de charge de courte durée, à des
sollicitations cycliques en fatigue ou à d’autres mécanismes de dégradation (résumés dans
le livrable D3.5.2 Recommandations sur l’utilisation de lignes synthétiques d’ancrage pour
des convertisseurs d’énergie marine du projet MERiFIC). Bien qu’il ne soit pas surprenant
que les concepteurs de dispositifs aient, jusqu’à présent, opté pour des éléments d’ancrage
ayant fait leurs preuves dans le secteur offshore, des données manquent encore
concernant la performance et la fiabilité de ces éléments dans le cadre de cette nouvelle
application. Il est nécessaire que des protocoles et des recommandations de certification
soient spécifiquement élaborés pour les éléments et les systèmes d’ancrage de dispositifs
EMR en n’étant pas simplement basés sur les approches de certification existantes. Il sera
intéressant d’observer l’évolution de ces recommandations avec le déploiement de plus de
dispositifs et l’augmentation du nombre d’heures d’essai en mer, en particulier concernant
des sujets tels que l’intégration du principe de redondance et la distance entre les
dispositifs.
L’analyse numérique et les essais physiques sont deux approches déjà communément
utilisées par le secteur offshore, mais les différences d’application pour le secteur EMR
impliquent de mettre en pratique ces approches dans le contexte de régimes de charges
d’ancrage pertinents. Par exemple, afin d’assurer la précision des prévisions, une étude des
comportements dynamiques doit être réalisée qui tienne compte de l’ensemble des
particularités des dispositifs EMR (ex. système d’ancrage, géométrie de flottaison et
système de prise de puissance) et de leur interaction. De même, des programmes d’essais
physiques adaptés aux éléments d’ancrage EMR sont nécessaires. Combiner les essais
physiques à une analyse numérique détaillée permettra de réduire les incertitudes de
performance et de fiabilité associées aux éléments essentiels. Par suite, cela permettra
d’améliorer la précision des analyses de cycle de vie, en vue de l’élaboration de
programmes de maintenance et de remplacement efficaces.
31
MERiFIC
6
Modèle de comportement dynamique de systèmes d’ancrage pour des
convertisseurs d’énergie marine
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