L’énergie éolienne
Introduction.
Dans le contexte actuel de renchérissement des matières premières fossiles, de lutte contre le changement climatique et d’abandon programmé de l’énergie nucléaire, l’énergie éolienne connaît actuellement au monde un essor fulgurant, principalement en Allemagne, en Espagne, en Grande-Bretagne et au Danemark. Cet engouement pour l’éolien s’explique aussi bien par le caractère gratuit et infiniment renouvelable du vent que par l’impact quasi nul sur les émissions de gaz à effet de serre et l’alternative viable aux sources de production actuelles.
Depuis 25 ans, les éoliennes ont considérablement évolué. L’énergie productible sur un site donné a été plus que décuplée et le coût du kWh a été divisé par deux. Les principales caractéristiques des éoliennes actuelles sont reprises ci-dessous, ainsi que l’impact favorable de ces améliorations sur la gestion des parcs éoliens au sein du réseau électrique.
Caractéristiques générales.
La Figure 1 montre les principaux éléments constituant une éolienne, principalement le système de transmission d’énergie (rotor, alternateur) et différents régulateurs.
Figure 1 : Schéma fonctionnel d'une éolienne.
Une éolienne est définie par sa puissance nominale, puissance maximale productible. Bien entendu, elle ne la produit que dans des conditions optimales de vent. Une caractéristique essentielle de l’éolienne est donc sa courbe de puissance caractérisant la production en fonction de la vitesse du vent. Une telle courbe est représentée ci-dessous, pour une éolienne General Electric de 3,6 MW. D’autres données sont citées au Tableau 1 pour cette même turbine, notamment les vitesses de démarrage et d’arrêt de l’éolienne (cut-in and cut-out wind speeds). La vitesse de démarrage ne requiert pas d’explication particulière ; la vitesse d’arrêt, quant à elle, correspond à la vitesse au-delà de laquelle les éléments mécaniques et électriques de l’éolienne sont soumis à des contraintes trop importantes. Par sécurité la turbine est automatiquement stoppée. Cela ne se produit que dans le cas de tempête (vent de 100 km/h dans le cas de la Figure 2).
Figure 2 : Courbe de puissance (ou courbe caractéristique puissance-vent) d'une éolienne 3.6 MW.
Tableau 1 : Données techniques d’une éolienne 3.6 MW.
Améliorations technologiques.
Les éoliennes construites actuellement sont de plus en plus contrôlables :
Ø L’usage de convertisseurs permet le découplage entre la fréquence réseau (50Hz) et la vitesse de rotation du rotor.
Ø Un système de contrôle actif des pales (active blade pitch control) permet un contrôle important de la puissance aérodynamique de l’éolienne.
Ces deux points permettent une meilleure absorption des fluctuations de vent par l’éolienne, notamment en atténuant l’impact des rafales de vent. Actuellement, l’EWEA estime que 60% des éoliennes installées dans le monde possèdent ces propriétés de contrôle. La plupart ont une vitesse de rotation qui peut varier de plus ou moins 40% autour de la vitesse de synchronisme.
Contribution des parcs éoliens à la stabilité du réseau Ces améliorations technologiques et l’impact croissant de l’énergie éolienne sur les réseaux conduisent les différents acteurs du secteur à modifier fondamentalement leur conception de la production éolienne. Alors que les éoliennes étaient auparavant vues comme des unités dont la production électrique était fatale (non modulable), les grands parcs éoliens actuels sont de plus en plus considérés comme des unités de production à part entière. A ce titre, ils doivent fournir une série de services auxiliaires à la fourniture de puissance électrique :
Ø Contrôle des puissances actives et réactives. Cela inclut la limitation de la puissance produite en cas de congestion sur le réseau (congestion management).
Ø Procédures de démarrage et arrêt coordonnés des turbines afin de limiter les gradients de puissance produite. Autre solution développée par Enercon : les turbines peuvent diminuer graduellement leur production entre 25 et 35 m/s.
Ø Exigence de Fault ride through : le parc reste connecté au réseau même en cas de problème important (chute de 15% de la tension). Il contribue ainsi au maintien de la tension sur le réseau.
Ø Participation à la réduction des pertes électriques dues à des power flows sur longue distance. Par exemple, la dispersion géographique des parcs peut conduire, par vent fort, à des pertes électriques doublées sur le réseau allemand. L’objectif est ainsi de générer une production minimisant les longs parcours inutiles. Le même principe est applicable à la puissance réactive.
Ø Réserve de contrôle de la fréquence.
Ø Participation à la réserve tournante. Cela suppose un contrôle actif de la puissance produite.
Variabilité de la production éolienne.
L’énergie éolienne fluctue principalement sous l’effet des conditions météorologiques. Ces fluctuations prennent place à toutes les échelles de temps : seconde, minute, heure, jour, mois, saison, année. Il est donc crucial de connaître l’impact de ces différentes échelles sur le réseau.
Variabilité à court terme.
La variabilité à court terme affecte la programmation (scheduling) des unités de production classiques, la puissance d’équilibre et la détermination des réserves nécessaires. Elle est déterminée avant tout par la météo et la dispersion géographique des parcs.
Les modèles de prévision sont de plus en plus fins et les variations horaires, ainsi qu’à 4 et 12h peuvent être assez bien prédites pour assurer une reprogrammation (rescheduling) des unités de production classiques.
De manière générale, l’impact sur le réseau des variations à court terme dépend avant tout du mix de génération (le parc est-il suffisamment flexible ?) et de la capacité de transmission à longue distance (possibilité d’égaliser à grande échelle les variations locales).
Il est à noter que la variabilité diminue avec l’extension géographique du réseau. Ainsi, la variation est considérée comme minime :
Ø durant quelques secondes pour une grande éolienne
Ø durant quelques dizaines de secondes pour un parc éolien
Ø durant max 10 minutes pour une série de parcs bien dispersés.
A l’échelle de la minute.
Les variations ne sont pas ressenties par un système électrique à l’échelle régionale.
A l’échelle de l’heure.
Ces variations sont bien plus significatives ; cependant elles s’amenuisent avec la dispersion géographique et restent en général limitées à 5% de la capacité installée, à l’échelle d’un pays comme l’Irlande. Au niveau d’un réseau comme celui d’EON, ces fluctuations sont importantes, comme le montre la Figure 3.
Figure 3 : Fluctuations ponctuelles importantes de la production éolienne dans le réseau EON en 2003.
Les plus grandes variations horaires se produisent lors du passage d’une tempête : les turbines sont arrêtées et passent de leur puissance nominale à zéro en quelques minutes. Cela est valable dans le cas de zones géographiquement réduites (un parc offshore isolé) ; pour des zones plus étendues, cet arrêt peut prendre plusieurs heures. Par exemple : 6h pour une baisse de 2 GW à 200 MW sur une zone de 200 km², au Danemark le 08-01-05.
A l’échelle de plusieurs heures.
Ces variations peuvent être prédites avec des outils avancés (de type météo, modèles physiques ou statistiques). Pour les opérateurs, le problème n’est pas la variation de la production mais l’incertitude de la prédiction. Les cas les plus extrêmes se produisent pour une tempête dont on ne sait quelle part de la production elle arrêtera.
A l’échelle de la journée.
Il existe enfin une variation diurne de l’intensité du vent. De façon générale, le vent en Europe commence à souffler le matin et se calme dans la soirée. En Europe du Nord, cette tendance est plus prononcée en hiver, comme le montre la Figure 4
Figure 4 : Evolution diurne de la production éolienne au Danemark.
Variabilité à long terme.
La variabilité à long terme affecte le planning stratégique de production à long terme. Elle est principalement déterminée par les variations saisonnières et annuelles et la croissance du marché de l’énergie éolienne. Ce dernier point est actuellement le principal facteur de variabilité dans certains pays – Allemagne, Danemark,
Espagne – vu le taux de croissance du marché.
A l’échelle mensuelle et saisonnière.
Le taux d’utilisation (capacity factor) d’un parc éolien varie en fonction de la saison. Pour l’Europe du Nord, ce facteur est plus élevé en hiver qu’en été, à cause des vents plus forts en cette saison. La Figure 5 illustre ce phénomène et indique également le taux d’utilisation annuel moyen du parc allemand : 20%. L’évolution attendue d’ici à 2015 est essentiellement due à l’amélioration des technologies et à la plus grande proportion d’éolien offshore dans le mix de production.
Figure 5 : Taux d’utilisation mensuels du parc éolien allemand en 2003 et 2015.
La Figure 6 présente les fréquences de production saisonnières pour les pays nordiques (Finlande, Danemark, Norvège, Suède). On constate bien que les mois d’hiver sont plus venteux que les mois d’été. La forme caractéristique de ces fréquences de production est souvent approchée par une loi de Weibull à deux paramètres (échelle et forme).
Figure 6 : Fréquence saisonnière de production éolienne dans les pays nordiques (gauche), en Finlande (droite) en 2000-2001.
A l’échelle de l’année.
Résultat intéressant : la variation pluriannuelle de la vitesse moyenne du vent sur un site donné tend à être pareille dans toute l’Europe (mais aussi USA, Australie et Japon) : elle peut être caractérisée par une loi normale centrée sur la vitesse moyenne (à très long terme) et de 6% d’écart-type.
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