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REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE & POPULAIREMINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR & DE LA RECHERCHESCIENTIFIQUE

UNIVERSITE DU 20 AOÜT 1955 – SKIKDAFACULTE DE TECHNOLOGIE

DEPARTEMANT DE GENIE ELECTRIQUE

LABORATOIRE D’AUTOMATIQUE DE SKIKDA

MEMOIREPrésenté pour l'obtention du diplôme de Magister

SPECIALITE : Génie électrique

Option : Électrotechnique

PARMaghsel Saliha

THEME

CONTRIBUTION A LA MODELISATION ET LA

COMMANDE D’UNE TURBINE EOLIENNE

SOUTENU PUBLIQUEMENT LE :…………………………

DEVANT LE JURY COMPOSE DE :

Président : BOUKADOUME Ahcène Professeur Université de Skikda

Rapporteur : AHMIDA Zahir MCA Université de Skikda

Examinateurs : ARBAOUI Faiçal MCA Université d’Annaba

BOUZEKRI Hacène MCA Université de Skikda

Promotion : 2010-2012

ملخص

Résumé

Abstract

ملخص

Contribution a la Modélisation et LaCommande D’une Turbine Eolienne

المساھمة في محاكاة والتحكم في العنفة الھوائیة

ملخص

ھذه المذكرة تعرض دارسة لنظام تولید طاقة الریاح باستخدام مولد حثي مزدوج التغذیة مقتاد بواسطة عنفة ذات زاویة

.المحور األول یعرض مقدمة علي األنظمة الھوائیة. الشفرة المتغیرة

والرابع مخصصان لمحاكاة النظام ثأما المحور الثال. ة الھوائیة في المحور الثانيدراسة مفصلة للنظام الحركي للعنف

.ومحقق بنتائج المحاكاة, والتحكم في العنفة الھوائیةالھوائي

الكلمات المفتاحیة

محاكاة والتحكم في العنفة الھوائیة.المولد الكھربائي. العنفة الھوائیة. الطاقة الھوائیة

Résumé


28

Contribution à la Modélisation et la Commande D’une Turbine

EolienneRésumé

Le présent mémoire présente une étude d’un système éolien à base d’une machine

asynchrone à double alimentation entrainée par une turbine à calage variable des pales. Le

premier chapitre étude introduction aux systèmes éoliens.

Etude détaillée de système aérodynamique de la turbine éolienne dans le deuxième

chapitre, et Le troisième et le quatrième chapitre sont dédiés à la modélisation de système

éolien et commande de turbine éolienne, et elle est validée par des résultats de simulation.

Mots clés

L’énergie éolienne, Turbine éolienne, Génératrice électrique, Modélisation et la

Commande d’une turbine éolienne

Abstract


Contribution to the Modelling and the Ordering of Wind Turbine

ABSTRACT

The present thesis presents a study of a wind system with a doubly fed induction

generator driven by a variable pitch wind turbine. The first chapter study wind system

introduction.

Study detailed wind system in the second chapter. The third and the fourth chapter are

dedicated to the modeling and the control of wind system and it is validated by the simulation

results.

KEYWORDSThe wind power, wind turbine, electric generator, the modelling and the ordering of the

wind turbine.

Remerciement

REMERCIEMENTS

Je tiens tout d’abord à remercier notre dieu qui

permettait à accomplir ce travail.

Puis remercié notre encadreur Dr AMIDA Zahir

Pour proposer ce sujet

Un remerciement très spécial pour Dr BOUZEKRI

Pour toute l'aide qu'il a fourni.

Je remercié toutes les personnes qui conseillé,

guidé, encouragé.

Dédicace

DEDICACE

Je dédie Ce Travail à:

A mes chers parents,Mes chers Frères et Soeurs.

A toute ma famille,A tous mes amis …

Saliha

Liste des figures


Liste des figuresFigure Titres pages

Chapitre IFigure 1.1 Les régions ventées en Algérie 2Figure 1.2 Comparaison entre les vitesses moyennes de sites ventés 3

Figure 1.3 Puissance énergétique récupérable à 50 m Algérie. 3Figure 1.4 Comparaison des puissances récupérables des Sites Ventés 4

Chapitre IIFigure 2.0 Conversion de l'énergie cinétique du vent a l’énergie électrique 8Figure 2.1 Eolienne de Savonius 9Figure 2.2 Eolienne de Darrieus 10Figure 2.3 Principales composants de l’éolienne à axe horizontal 14Figure 2.4 Différentes parties d'une éolienne 14Figure 2.5 Séquence de vent mesuré sur un site et sa distribution. 17Figure 2.6 Synoptique de reconstruction du vent 18Figure 2.7 Séquence de vent synthétique 18Figure 2.8 Conditions du flux d’air et extraction de l’énergie mécanique 20Figure 2.9 Variation du coefficient de puissance en fonction du facteur ‘a’ 22Figure 2.10 Découpe d’une couronne d’épaisseur dr contenant un élément

infinitésimale de la pale de la turbine23

Figure 2.11 Modèle des forces aérodynamique sur l’élément de pale 24

Figure 2.12 Formes typiques des coefficients de lift et de drag 25Figure 2.13 Variations du coefficient de couple 27Figure 2.14 Variations du coefficient de puissance 27Figure 2.15 Variation de QC et pC pour un pitch fixe 27

Figure 2.16 Différentes Techniques de Commande Eolienne. 28Figure 2.17 Principe du décrochage aérodynamique actif. 29Figure 2.18 Variation de l'angle de calage d'une pale 30

Figure 2.19 Points de MPPT d’une éolienne tripale avec la vitesse de vent 31

Chapitre IIIFigure 3.1 Architecture globale d’une éolienne 33Figure 3.2 Différent partie de la turbine 34Figure 3.3 Caractéristique du coefficient de puissance en fonction de la vitesse

relative 36

Figure 3.4 Caractéristique de puissance mécanique en fonction de la vitesserelative

36

Figure 3.5 Modèle d’une turbine éolienne 38Figure 3.6 La vitesse sur l’arbre du générateur 38Figure 3.7 La vitesse de la turbine 39Figure 3.8 La vitesse sur l’arbre du générateur 40Figure 3.9 La vitesse de la turbine 40

Figure 3.10 Machine asynchrone modélisée - définition des repères stator etrotor

41

Liste des figures


Figure 3.11 Les repères (d,q ) lié au stator 46Figure 3.12 Les repères (d,q ) lié au rotor 47Figure 3.13 Les repères (d,q ) lié au champ tournant 48Figure 3.14 Bloc de simulation de la machine asynchrone 50Figure 3.15 Les courants statoriques et rotoriques 50Figure 3.16 Le couple électromagnétique 51Figure 3.17 La vitesse du générateur 51Figure 3.18 Schéma de principe de Redresseur 51Figure 3.19 Redresseur à diode 52Figure 3.20 Les tensions de source, Tension de charge et Courant de charge 52Figure 3.21 Schéma de principe de l’onduleur 53Figure 3.22 Onduleur de tension triphasé 53Figure 3.23 La tension d’une phase et Courant d’une phase 56

Chapitre IVFigure 4. 1 Système à vitesse fixe 58Figure 4. 2 Système à vitesse variable par dissipation de la puissance rotorique 59Figure 4. 3 Système à vitesse variable par double alimentation 60Figure 4. 4 Variation de la vitesse de 0 à 100% de la vitesse nominale 62Figure 4. 5 Chaine éolienne on Simulink 63Figure 4. 6 Les tensions redressent 63

Figure 4. 7 Les tensions d’onduleur 64Figure 4. 8 Les courants de transformateur et de charge 64Figure 4. 9 Caractéristique idéale de puissance d'une éolienne à vitesse variable 66Figure 4. 10 Contrôle MPPT sans asservissement de la vitesse de rotation 68Figure 4. 11 Contrôle MPPT avec asservissement de la vitesse de rotation 69Figure 4. 12 Coefficient de puissance Cp en fonction de pour 00 70Figure 4. 13 Commande indirect de la vitesse (zone II) 72Figure 4. 14 Commande direct de la vitesse (zone II) 73Figure 4. 15 Schémas bloc de la commande de l’angle de calage des pales 74Figure 4. 16 La vitesse sur l’arbre du générateur 74Figure 4. 17 La vitesse de la turbine 75Figure 4. 18 La vitesse sur l’arbre du générateur 76Figure 4. 19 La vitesse de la turbine 76Figure 4. 20 La vitesse sur l’arbre du générateur 77Figure 4. 21 La vitesse de la turbine 77Figure 4. 22 Variation de l’angle de calage 77

Liste de tableaux


Liste de tableauxTableau Titres pages

Chapitre ITableau1.1 Comparaison des émissions des centrales à charbon et à gaz avec les

centrales éoliennes5

Chapitre IITableau2.1 Avantages et inconvénients des éoliennes à axe vertical 10Tableau2.2 Classification des turbines éoliennes 11Tableau2.3 Avantages et Inconvénient des Eoliennes à axe horizontal 12

Chapitre IVTableau4.1 Avantages et Inconvénients de système à vitesse fixe 59Tableau4.2 Avantages et Inconvénients de système à vitesse variable par dissipation

de la puissance rotorique.60

Tableau4.3 Avantages et Inconvénients de système à vitesse variable doublealimentation stator - rotor

61

Tableau4.4 Avantages et Inconvénients de système à vitesse variable par pilotagedu stator

62

Table des matières


Table des matières

Introduction générale

Chapitre I : Introduction aux Systèmes Eoliens

I.1 Introduction 1

I.2 Historique 1

I.3 L’énergie Eoliennes en Algérie 2

I.3.1 Répartition régionale de la vitesse du vent 2

I.3.2 L’Atlas de la puissance en Algérie 3

I.4 Aspects Economiques de l’Eolienne 4

I.5 Impacts Environnementaux des éoliennes 5

I.6 Conclusion 7

Chapitre II : Etude aérodynamique de la turbine éolienne

II.1 Introduction 8

II.2 Généralités sur les différents types d’éoliennes 8

II.2.1 Eoliennes à axe vertical 8

II.2.2 Eoliennes à axe horizontal 10

II.2.2.1 Eoliennes lentes 11

II.2.2.2 Eoliennes rapides 11

II.3 Description structurelle d’un aérogénérateur 13

II.4 Caractéristiques et modélisation du vent 15

II.4.1 Le vent 15

II.4.2 Caractéristiques du vent 16

II.4.3 Modélisation du vent 17

II.5 Modèle aérodynamique de la turbine éolienne à axe horizontal 19

II.5.1 Energie du vent 19

II.5.2. La Théorie de Betz et le Coefficient de Puissance 20

II.5.3 Modèle de la Turbine 22

II.6 Techniques de commande d’une turbine éolienne 28

II.6.1 Commande par décrochage aérodynamique passif 28

Table des matières


II.6.2 Commande par décrochage aérodynamique actif 29

II.6.3. Commande par angle de calage variable des pales 30

II.6.4. Poursuite du point de Maximum de Puissance (Maximal PowerPoint Tracking, MPPT)

31

II.7 Conclusion 32

Chapitre III : Modélisation des éléments d’une chaine éolienne

III.1 Introduction 33

III.2 Modélisation de turbine 33

III.2.1 Modèle de Turbine 34

III.2.2 Modèle du Multiplicateur 37

III.2.3 Modèle de l’arbre 37

III.2.4 Simulation 38

III.3 Modélisation de la Machine Asynchrone à Double Alimentation 41

III.3.1 Mise en équations du modèle de la MADA 41

III.3.1.1 Equations électriques 42

III.3.1.2 Équations magnétiques 43

III.3.1.3 Equation mécanique 44

III.3.2 Modèle de Park 44

III.3.2.1 Choix du référentiel 45

III.3.3 Expression de la puissance et du couple électromagnétique 48

III.3.3.1 Couple électromagnétique 49

III.3.4 Bloc de simulation de la machine asynchrone 49

III.3.5 Simulation 50

III.4 Modélisation du convertisseur 51

III.4.1 Redresseur trois phase 51

III.4.1.1 Schéma symbolique de Redresseur 51

III.4.1.2 Schéma bloc de redresseur 52

III.4.1.3 Simulation 52

III.4.2 Onduleur trois phase 52

III.4.2.1 Schéma symbolique de l’onduleur 53

III.4.2.2 Structure de l’onduleur de tension 53

III.4.2.3 Modèle de commande de l’onduleur de tension 54

Table des matières


III.4.2.4 Simulation 56

III.5 Conclusion 57

Chapitre IV : Simulation du fonctionnement et de la commande d’une turbine éolienne

IV.1 Introduction 58

IV.2 Les différentes structures des Systèmes éoliennes 58

IV.2.1 Les différentes structures des Systèmes à vitesse fixe 58

IV.2.2 Les différentes structures des Systèmes à vitesse variable 59

IV.2.2.1 Vitesse variable par dissipation de la puissance rotorique 59

IV.2.2.2 Vitesse variable par double alimentation stator - rotor 60

IV.2.2.3 Vitesse variable par pilotage du stator 61

IV.2.3 Schéma bloc d’une chaine éolienne 63

IV.2.4 Simulation 63

IV.3 Commande d’une turbine éolienne 65

IV.3.1 Objectifs de la commande 65

IV.3.2 Caractéristique de puissance 65

IV.3.3 Commande d’une turbine 67

IV.3.3.1 Commande dans la zone I 67

IV.3.3.2 Commande dans la zone II 70

IV.3.3.3 Commande dans la zone III 73

IV.3.4 Simulation 74

IV.4 Conclusion 78

Conclusion générale



Introduction généraleLes énergies renouvelables (eau, vent, soleil) sont aujourd’hui de plus en plus utilisées

dans la production de l’électricité. Ces énergies propres et gratuites représentent une bonne

alternative aux ressources fossiles. Parmi les sources renouvelables dénombrées, on compte

l’énergie éolienne qui connaît, depuis quelques décennies, un formidable développement.

Une éolienne a pour rôle de convertir l’énergie cinétique du vent en énergie électrique.

Ses différents éléments sont conçus pour maximiser cette conversion énergétique et, d’une

manière générale. Il y a Plusieurs technologies sont utilisées pour capter l’énergie du vent

(à axe vertical ou axe horizontal). Et aussi différents configurations d’un système éolienne (à

vitesse fixe et a vitesse variable).

Les éoliennes de dernière génération fonctionnent à vitesse variable. Ce type de

fonctionnement permet d’augmenter le rendement énergétique, de baisser les charges

mécaniques et d’améliorer la qualité de l’énergie électrique produite, par rapport aux

éoliennes à vitesse fixe. Ce sont les algorithmes de commande qui permettent de contrôler la

vitesse de rotation des éoliennes à chaque instant.

Une éolienne doit comporter :

Un système qui permet de la contrôler mécaniquement (orientation des pales d’une

éolienne, multiplicateur de vitesse, ….).

un système qui permet de la contrôler électriquement (générateur électrique piloté par

une électronique de commande et de puissance,…..).

Le but de ce mémoire est d’apporter une contribution à la modélisation et la

commande des turbines éoliennes; pour ce faire notre choix s’est porté sur une éolienne à

vitesse variable basée sur une génératrice asynchrone double alimentation (GADA).

Ce mémoire est structuré comme suit :

Le premier chapitre présent introduction aux systèmes éoliens par exemple

« Historique d’une éolienne, l’énergie éoliennes en Algérie, aspects économiques de

l’éolienne et impacts environnementaux des éoliennes »

Le deuxième chapitre on présentera l’étude aérodynamique de la turbine éolienne

dans ce chapitre On étude les différents types d’éoliennes, description structurelle

d’un aérogénérateur, Caractéristiques et modélisation du vent, Modèle



aérodynamique de la turbine éolienne à axe horizontal et finale le chapitre par

techniques de commande d’une turbine éolienne

Le troisième chapitre on présentera la Modélisation des éléments d’une chaine

éolienne dans ce chapitre la modélisation de La turbine se compose de 3 pales

orientables; le multiplicateur adapte la vitesse de la turbine éolienne à celle du

générateur électrique et l’arbre et relie la partie mécanique avec le partie électrique

ou bien relie la turbine avec le générateur .Générateur Double Alimentation

.Convertisseur se compose Redresseur, Onduleur. Et simule avec le

Matlab/Simulink.

Le dernier chapitre, Simulation du fonctionnement et de commande d’une turbine

éolienne dans ce chapitre il y a deux parties la première partie on étude les différents

structures d’un système éolienne. et la commande de turbine c’est la deuxième partie.

CHAPITRE I :

Introduction aux Systèmes

Eoliens

Chapitre I Introduction aux Systèmes Eoliens


1

I.1. Introduction :Une éolienne est une machine utilisant la force motrice du vent. Cette force peut être

utilisée mécaniquement (dans le cas d'une éolienne de pompage), ou pour produire de

l'électricité (dans le cas d'un aérogénérateur). On parle de parc éolien ou de ferme éolienne

pour décrire des unités groupées pour la production de l’énergie électrique. Ces unités

peuvent être installées en terre ou mer.

I.2. Historique :

Depuis l'Antiquité, des moulins à vent convertissent l'énergie éolienne en énergie

mécanique (généralement utilisée pour moudre du grain, presser des produits oléifères, battre

le fer, le cuivre, le feutre ou les fibres du papier... ou relever de l'eau). De nos jours, on

trouve encore des éoliennes couplées à des pompes à eau, généralement utilisées pour

assécher des zones humides ou au contraire irriguer des zones sèches ou abreuver du bétail.

Historiquement, on note que c’est en 1888 qu’un certain Charles F. Brush construit une

grande éolienne pour alimenter sa maison en électricité, avec un stockage par batterie

d'accumulateurs.

La première éolienne « industrielle » génératrice d'électricité est mise au point par le

Danois Poul Lacour en 1890, pour fabriquer de l'hydrogène par électrolyse. Dans les années

suivantes, il crée l'éolienne Lykkegard, dont il vend soixante-douze exemplaires en 1908.

En France, une éolienne expérimentale de 800 kVA était mise en fonctionnement de

1955 à 1963, à Nogent-le-Roi dans la Beauce. Elle avait été conçue par le Bureau d'études

scientifiques et techniques de Lucien Romani et exploitée pour le compte d'EDF.

Simultanément, deux éoliennes Neyrpic de 130 et 1 000 kW furent testées par EDF à Saint-

Rémy-des-Landes (Manche). En Algérie, une éolienne fut montée sur les hauteurs d’Alger

(Dély Ibrahim) en 1957.

Cette technologie ayant été quelque peu délaissée par la suite, il faudra attendre les

années 1970 et le premier choc pétrolier pour que le Danemark relance les activités dans les

installations d'éoliennes. [1][2]



2

I.3. L’énergie Eoliennes en Algérie

Les premiers travaux Algériens sur le potentiel éolien ont été publiés en 1984, suivis

en 1985, en 1990, en 1994 et 2002. [3]

I.3.1.Répartition régionale de la vitesse du ventPour installer une éolienne il faut choisir un site où la vitesse du vent fournirait l’énergie

nécessaire; nous devons donc faire des mesures de la vitesse du vent dans plusieurs sites. La

Figure 1.1 montre un exemple des régions ventées en Algérie d’après les données

satellitaires du Laboratoire d’ Energie Eolienne du Centre de Recherche en Energies

Renouvelables (CDER, Algérie).

Figure 1.1: Les régions ventées en Algérie

D’après les données du CDER, la figure 1.2 indique les vitesses des vents pour différents

sites situés en Algérie.



3

Figure 1.2 : Comparaison entre les vitesses moyennes de sites ventés

I.3.2 L’Atlas de la puissance en AlgérieLa figure ci-dessous (Figure 1.3) représente l’atlas de la puissance énergétique

récupérable à 50 m d’altitude en Algérie. [4]

Figure 1.3 : Puissance énergétique récupérable à 50 m Algérie.

La figure suivante représente une comparaison entres les sites ventés en Algérie

.



4

Figure 1.4 : Comparaison des puissances récupérables des Sites Ventés

I.4. Aspects Economiques de l’Eolienne :Vu les effets négatifs des carburants conventionnels sur l'environnement et leur

disponibilité limitée ainsi que les questions de sûreté se sont associées à l'utilisation de

l'énergie nucléaire, Les énergies renouvelables ne doivent pas être regardées d'un point de

vue économique seulement. Cependant, ceci ne signifie nullement l'utilisation des sources

d'énergies renouvelables "à tout prix".

En effet, les prix de exorbitants de l’énergie ne sont pas acceptables pour l'industrie ou

à l'économie en général. La profitabilité pour l’entreprise industrielle et pour l’économie

nationale sont des aspects déterminants dans l’adoption d’une stratégie énergétique.

Concernant l’énergie éolienne, deux aspects sont à prendre en considération. D’une

part, il y’ a l’application directe (individuelle) de l’énergie éolienne par le consommateur où

le prix à la consommation reviens moins chère en comparaison aux autres formes de

génération de l’énergie électrique fournies par les distributeurs traditionnels de la puissance.

Ceci est d’autant plus vrai si l’emplacement est approprié pour justifier l’investissement dans

l’installation du système éolien. D’autre part, il y’a la génération et la distribution de

l’énergie électrique par les grandes compagnies (SONELGAZ par exemple). Dans ce cas,

beaucoup de paramètres et de contraintes économiques influencent les coûts de production

de l’électricité. Ce sont ces contraintes économiques ‘dures’ qui ne permettent pas encore

une utilisation profitable de l’énergie éolienne à grande échelle.



5

Cependant, le potentiel de développement des turbines à vent indique que les chances

pour la production d'électricité à partir des ressources éolienne pour devenir concurrentielles

avec les centrales conventionnelles sont tout à fait bonnes.

I.5. Impacts Environnementaux des éoliennesCe paragraphe passera en revue les aspects environnementaux liés au déploiement

d'une simple turbine à vent ou d'une ferme éolienne. En effet, le développement de l'énergie

éolienne a des incidences tant positives que négatives sur l'environnement.

Du côté positif, l'énergie éolienne est généralement considérée comme amicale à

l’environnement, particulièrement quand les effets sur l'environnement des émissions à

grandes échelles des centrales électriques conventionnelles à grande échelle sont considérés.

Par exemple, des évaluations des émissions (des oxydes de soufre et d'azote, des substances

particulaires, et anhydride carbonique) des centrales à charbon et des centrales à gaz par

rapport à ceux des systèmes éoliens (zéro dans tous les cas) sont montrées dans le tableau 1.1

ci-dessous. [6]

Polluant Charbon conventionnel

Kg/MWh

Gaz conventionnel

Kg/MWh

Vent

Oxydes de soufre 1.2 0.004 0

Oxydes d’azote 2.3 0.002 0

Particules 0.8 0.0 0

Anhydride carbonique 865 650 0

Tableau 1.1 : Comparaison des émissions des centrales à charbon et à gaz avec les

centrales éoliennes

Les émissions produits par les systèmes éoliens sont essentiellement zéro, bien qu'il y

ait des émissions indirectes liées à la production réelle des turbines à vent et à la construction

des systèmes éoliens en générale. Des évaluations des émissions indirectes des systèmes

éoliens (en Allemagne) sont présentées dans l'exposé synoptique d'Ackerman et de Soder

[6], où les valeurs d'émissions s'avèrent généralement petites (un ou deux ordres de grandeur

moins que ceux des centrales conventionnelles).



6

Sachant qu’il est difficile de mesurer le coût global à la société des divers polluants

émis par les centrales conventionnelles, les avantages environnementaux de la puissance

éolienne sont, généralement, calculés par les émissions évitées.

Les impacts négatifs potentiels de l'énergie éolienne peuvent être classés dans l’une des

catégories suivantes :

Impact visuel des turbines éoliennes

Bruit des turbines éoliennes (non-négligeable)

Effets d'interférences électromagnétiques des turbines

Impacts d'utilisation du territoire pour l’implantation des systèmes éoliens



7

I.6 ConclusionOn étude dans ce chapitre introduction aux systèmes éoliens par exemple le historique

d’une éolienne, L’énergie Eoliennes en Algérie dans ce titre on a étude la Répartition

régionale de la vitesse du vent et la différant l’atlas de la puissance en Algérie, aspects

économiques de l’éolienne .et impact environnement des éoliennes.

CHAPITRE II :

Etude aérodynamique de laturbine éolienne

Chapitre II Etude aérodynamique de la turbine éolienne


8

II.1. Introduction

Une éolienne permet de transformer l'énergie cinétique du vent en énergie mécanique

disponible sur un arbre de transmission puis en énergie électrique par l’intermédiaire d’une

génératrice.

Et la figure ci-dessous montre la conversion de l’énergie cinétique du vent à l’énergie

électrique.

Figure 2.0 : Conversion de l'énergie cinétique du vent à l’énergie électrique

II.2. Généralités sur les différents types d’éoliennes

Les éoliennes se divisent en deux grandes familles : les éoliennes à axe vertical qui tendent à

disparaître et les éoliennes à axe horizontal qui, elles-mêmes, se divisent en deux types sont :

les éoliennes lentes à axe horizontal utilisées surtout pour le pompage.

les éoliennes rapides à axe horizontal utilisées dans la production de l’énergie

électrique.

II.2.1. Eoliennes à axe verticalLes éoliennes à axe vertical ont été les premières structures développées pour produire

de l’électricité, paradoxalement, en contradiction avec le traditionnel moulin à vent à axe

horizontal. Elles possèdent l’avantage d’avoir les organes de commande et le générateur au

niveau du sol; donc facilement accessibles. De nombreuses variantes ont été testées depuis

les années vingt, dont beaucoup sans succès, mais deux structures sont parvenues au stade de

l’industrialisation :



9

Le rotor de Savonius dont le fonctionnement est basé sur le principe de "traînée

différentielle" utilisé dans les anémomètres : les efforts exercés par le vent sur

chacune des faces d'un corps creux sont d'intensité différente, il en résulte alors un

couple moteur entraînant la rotation de l'ensemble. L'effet est renforcé par la

circulation d'air entre deux demi-cylindres qui augmente le couple moteur (Figure

2.1).

Figure 2.1: Eolienne de Savonius

Les éoliennes à variation cyclique d'incidence dont la structure la plus répandue est

celle de Darrieus. Leur fonctionnement est basé sur le fait qu'un profil placé dans un

écoulement d'air selon différents angles (Figure 2-2) est soumis à des forces de

direction et d'intensité variables. La résultante de ces forces génère alors un couple

moteur entraînant la rotation du dispositif. Ces forces sont créées par la combinaison

de la vitesse propre de déplacement du profil et de la vitesse du vent. Cela signifie

que la rotation du dispositif ne peut pas s'amorcer d'elle-même. Lorsqu'elle est à

l'arrêt, l'éolienne doit donc être lancée par un dispositif annexe (montage d'une

éolienne Savonius sur le même rotor ou utilisation de la génératrice en moteur).

Même si quelques grands projets industriels ont été réalisés, les éoliennes à axe

vertical restent toutefois marginales et peu utilisées voire actuellement abandonnées. En effet

la présence du capteur d'énergie près du sol l'expose aux turbulences et au gradient de vent

ce qui réduit son efficacité. Elles sont de plus exposées à des problèmes d'aéroélasticité dus

aux fortes contraintes qu'elles subissent. Enfin la surface qu'elles occupent au sol est très

importante pour les puissances élevées.



10

Figure 2.2: Eolienne de Darrieus

Eoliennes à axe verticalAvantages Inconvénient

La conception verticale offre l’avantage de

mettre le multiplicateur, la génératrice et les

appareils de commande directement au sol.

Elles sont moins performantes que celles à

axe horizontal.

Son axe vertical possède une symétrie de

révolution ce qui lui permet de fonctionner

qu’elle que soit la direction du vent sans

avoir à orienter le rotor

La conception verticale de ce type

d’éolienne impose qu’elle fonctionne avec

un vent proche du sol, donc moins fort car

freiné par le relief..

Sa conception est simple, robuste et

nécessite peu d’entretien.

Leur implantation au sol exige l’utilisation

des tirants qui doivent passer au-dessus des

pales, donc occupe une surface plus

importante que l’éolienne à tour.

Tableau 2.1: Avantages et inconvénients des éoliennes à axe vertical

II.2.2. Eoliennes à axe horizontal

Les éoliennes à axe horizontal sont basées sur la technologie ancestrale des moulins à

vent. Elles sont constituées de pales profilées de façon aérodynamique à la manière des ailes



11

d'avion. Dans ce cas, la portance n'est pas utilisée pour maintenir un avion en vol mais pour

générer un couple moteur entraînant la rotation.

II.2.2.1 Eoliennes lentes

Les éoliennes à marche lente sont munies d’un grand nombre de pales (entre 20 et 40),

leur inertie importante impose en général une limitation du diamètre à environ 8 m. Leur

coefficient de puissance atteint rapidement sa valeur maximale lors de la montée en vitesse

mais décroît également rapidement par la suite. Ces éoliennes multi pales sont surtout

adaptées aux vents de faible vitesse. Elles démarrent à vide pour des vents de l’ordre de 2 à 3

m/s et leurs couples de démarrage sont relativement forts. Cependant elles sont moins

efficaces que les éoliennes rapides et sont surtout utilisées pour le pompage d’eau.

La puissance maximale susceptible d’être obtenue par ce type de machine peut se calculer,

en fonction du diamètre D et de la vitesse du vent V, par l’expression suivante :3215.0 VDP (2.1)

La puissance étant exprimée en Watts, le diamètre en mètre et la vitesse du vent en m/s.

II.2.2.2. Eoliennes rapides

Les éoliennes rapides ont un nombre de pales assez réduit, qui varie en général entre 2

et 4 pales. Elles sont les plus utilisées dans la production d’électricité en raison de leur

efficacité, de leur poids (moins lourdes comparées à une éolienne lente de même puissance)

et de leur rendement élevé. Elles présentent, par contre, l’inconvénient de démarrer

difficilement. Leurs vitesses de rotation sont beaucoup plus élevées que pour les machines

précédentes et sont d’autant plus grandes que le nombre de pales est faible.

Le tableau 2.2 propose une classification de ces turbines selon la puissance qu’elles

délivrent et le diamètre de leur hélice. [7] [8]

Tableau 2.2: Classification des turbines éoliennes

Echelle Diamètre de l’hélice Puissance délivéePetite Moins de12 m Moins de 40 kW

Moyenne 12 à 45 m 40 kW à 1 MW

Grande 46 m et plus 1MW



12

En effet, les éoliennes ont différentes dimensions, et puisque l’air est une ressource

diffuse, la tendance générale favorise les appareils de plus en plus gros. Les progrès en

science des matériaux ont permis la fabrication de pales plus légères et plus solides ainsi que

l’amélioration de la conception des tours et des fondations, ce qui permet la construction

d’appareils de plus en plus imposants. En 1995, les éoliennes de 500 kW étaient la dernière

nouveauté. Aujourd’hui, des appareils individuels de 4,5 MW (4 500 kW) sont en production

commerciale.

Dans ce qui suit, notre étude se portera spécialement sur les éoliennes rapides dont nous

essayerons de donner une description globale du modèle. La formule pratique pour la

puissance d’une éolienne rapide à axe horizontal, tenant compte d'un rendement moyen, est

donnée par:322.0 VDP (2.2)

Le tableau ci-dessous résume les avantages et les inconvénients des éoliennes à axe vertical :

Eoliennes à axe horizontalAvantages Inconvénient

Une très faible emprise au sol par rapport

aux éoliennes à axe vertical.

Coût de construction très élevé

Cette structure capte le vent en hauteur,

donc plus fort et plus régulier qu’au

voisinage du sol.

L’appareillage se trouve au sommet de la

tour ce qui gêne l’intervention en cas

d’incident.

Le générateur et les appareils de commande

sont dans la nacelle au sommet de la tour.

Ainsi, il n’est pas nécessaire de rajouter un

local pour l’appareillage

Tableau 2.3: Avantages et Inconvénient des Eoliennes à axe horizontal

Malgré ses inconvénients, cette structure est la plus utilisée de nos jours. Cependant,

les structures à axe vertical son encore utilisé pour la production d’électricité dans les zones

isolés. Elles sont de faible puissance et sont, généralement, destinées à des utilisations

permanentes comme la charge des batteries par exemple.

Dans le reste de notre étude nous nous intéressons à la structure la plus répandue et la

plus efficace à savoir celle à axe horizontal et à trois pales à pas variable (variable pitch).



13

II.3. Description structurelle d’un aérogénérateur

Une éolienne est constituée principalement de trois parties : les pales (entre 1 et 3),

la nacelle et la tour. Chacune de ces parties doit être minutieusement étudiée et

modélisée de façon à obtenir un meilleur rendement et une bonne fiabilité du système

ainsi qu’un faible coût d’investissement.

La tour : est généralement un tube d'acier ou éventuellement un treillis métallique,

elle doit être le plus haut possible pour éviter les perturbations près du sol. Toutefois,

la quantité de matière mise en œuvre représente un coût non négligeable et le poids

doit être limité. Un compromis consiste généralement à prendre une tour (mât) de

taille très légèrement supérieure au diamètre du rotor de l’aérogénérateur.

La nacelle : regroupe tous les éléments mécaniques permettant de coupler le rotor

éolien au générateur électrique : arbres lent et rapide, roulements, multiplicateur, le

frein à disque (différent du frein aérodynamique) qui permet d'arrêter le système en

cas de surcharge ainsi que le générateur (généralement une machine asynchrone) et

les systèmes hydrauliques ou électriques d'orientation des pales. A cela viennent

s'ajouter le système de refroidissement par air ou par eau, un anémomètre et le

système électronique de gestion de l'éolienne.

Le rotor : formé par les pales assemblées dans leur moyeu. Pour les éoliennes

destinées à la production d'électricité, le nombre de pales varie classiquement de 1 à

3, le rotor tripale (concept danois) étant de loin le plus répandu car il représente un

bon compromis entre le coût, le comportement vibratoire, la pollution visuelle et le

bruit.

Les rotors à vitesse fixe sont souvent munis d'un système d'orientation de la pale

permettant à la génératrice (généralement une machine asynchrone à cage d'écureuil) de

fonctionner au voisinage du synchronisme et d'être connectée directement au réseau sans

dispositif d'électronique de puissance. Ce système allie ainsi simplicité et faible coût.

Les rotors à vitesse variable sont souvent moins coûteux car le dispositif

d'orientation des pales est simplifié voire supprimé. Toutefois, une interface d'électronique

de puissance entre le générateur et le réseau ou la charge est nécessaire. Les pales se

caractérisent principalement par leur géométrie dont dépendront les performances



14

aérodynamiques et les matériaux dont elles sont constituées (actuellement, les matériaux

composites tels la fibre de verre et plus récemment la fibre de carbone sont très utilisés car

ils allient légèreté et bonne résistance mécanique).

Une armoire de commande : comportant touts les convertisseurs d’électronique de

puissance (onduleur, redresseur), ainsi que les systèmes de régulation de puissance,

de courant et de tension et d’orientation des pales et de la nacelle.

Un multiplicateur de vitesse : l’objective augmente ou diminuant la vitesse.

Figure 2.3 : Principales composants de l’éolienne à axe horizontal.

Figure 2.4 : Différentes parties d'une éolienne

1 : Pales

2 : Moyeu de turbine en fonte

3 : Structure de la turbine en fonte ductile ou en

acier soudé galvanisé à chaud

4 : Paliers du rotor à double rangée de billes

5 : Arbre lent du rotor en acier haute résistance

6 : Multiplicateur de vitesse

7 : Frein à disque

8 : Accouplement avec la génératrice

9 : Génératrice asynchrone

10 : Radiateur de refroidissement

11 : Système de mesure du vent (anémomètre et

girouette)

12 : Système de contrôle

13 : Système hydraulique

14 : Entraînement d’orientation de la tourelle

15 : Paliers du système d’orientation

16 : Capot de la nacelle

17 : Tour en acier tubulaire



15

II.4 Caractéristiques et modélisation du vent

II.4.1 Le ventL'efficacité d'une éolienne dépend notamment de son emplacement. En effet, la puissance

fournie augmente avec le cube de la vitesse du vent, raison pour laquelle les sites sont

d'abord choisis en fonction de la vitesse et de la fréquence des vents présents. Un site avec

des vents d'environ 30 km/h de moyenne sera environ huit fois plus productif qu'un autre site

avec des vents de 15 km/h de moyenne. Une éolienne fonctionne d'autant mieux que les

vents sont réguliers et fréquents.

Un autre critère important pour le choix du site est la constance de la vitesse et de la

direction du vent, autrement dit la turbulence du vent. En effet, en règle générale, les

éoliennes sont utilisables quand la vitesse du vent est supérieure à une valeur comprise entre

10 et 20 km/h, sans toutefois atteindre des valeurs excessives qui conduiraient à la

destruction de l'éolienne ou à la nécessité de la « débrayer » (pales en drapeau) pour en

limiter l'usure. La vitesse du vent doit donc être comprise le plus souvent possible entre ces

deux valeurs pour un fonctionnement optimal de l'éolienne. De même, l'axe de rotation de

l'éolienne doit rester la majeure partie du temps parallèle à la direction du vent.

Même avec un système d'orientation de la nacelle performant, il est donc préférable

d'avoir une direction de vent la plus stable possible pour obtenir un rendement optimal

(alizés par exemple).

Certains sites proches de grands obstacles sont ainsi à proscrire car le vent y est trop

turbulent (arbres, bâtiments, escarpements complexes, etc.).

De manière empirique, on trouve les sites propices à l'installation d'éoliennes en

observant les arbres et la végétation. Les sites sont intéressants s'ils sont constamment

courbés par les vents. Les implantations industrielles utilisent des cartes de la vitesse des

vents des atlas éoliens (là où ils existent) ou des données accumulées par une station

météorologique proche.

Certains sites bien spécifiques augmentent la vitesse du vent et sont donc plus propices à

une installation éolienne :



16

L'effet Venturi : lorsque l'air s'engouffre entre deux obstacles comme deux

montagnes ou deux grands bâtiments, il est accéléré par effet venturi. De même,

lorsqu'il rencontre une colline, l'air est accéléré au niveau du sommet. Ces lieux sont

donc très appropriés pour les éoliennes. Ils sont cependant le plus souvent de surface

restreinte et peuvent être soumis à des turbulences si la forme des obstacles est

irrégulière.

La mer et les lacs sont aussi des emplacements de choix : il n'y a aucun obstacle au

vent, et donc, même à basse altitude, les vents ont une vitesse plus importante et sont

moins turbulents. La proximité d'une côte escarpée, en revanche, créera également

des turbulences, usant prématurément certains composants mécaniques de l'éolienne.

II.4.2 Caractéristiques du vent

L’exploitation efficace de l’énergie du vent est une tâche difficile. Comme pour toutes

les sources d’énergie, la problématique du rendement d’exploitation est toujours mise en jeu,

même si cette question s’avère spécifique dans le cas des énergies renouvelables dont le

gisement est « gratuit » et durable contrairement aux sources d’énergie fossile.

Le vent est causé par le déplacement de la masse d’air qui est dû indirectement à

l’ensoleillement de la Terre. Par le réchauffement de certaines zones de la planète et le

refroidissement d’autres parties, une différence de pression est créée et les masses d’air sont

en perpétuel déplacement. C’est pourquoi, le vent est une grandeur stochastique,

intermittente qui dépend d’un ensemble de facteurs tels que la situation géographique,

l’altitude, la température et la hauteur de captage.

Les caractéristiques du vent déterminent non seulement la quantité d’énergie qui

s’applique à la turbine mais également les contraintes de fonctionnement (turbulences,

valeurs extrémales,…) qui jouent aussi sur la durée de vie. En réalité, le vent est mesuré par

un anémomètre complété par une girouette qui génère les grandeurs fondamentales que sont

la vitesse et la direction. On utilise très souvent des distributions statistiques, telle que la

distribution de WeiBull, générées à partir de campagnes de mesures à long terme qui

permettent d’offrir une vision cohérente de l’efficacité du gisement pour les études sur les

aérogénérateurs. Une caractéristique importante de la ressource de vent est sa variabilité ou

intermittence. Le vent est en effet fortement variable, tant géographiquement que



17

temporellement. En outre, cette variabilité est amplifiée par la relation cubique qui existe

entre vent et puissance générée par la turbine éolienne. La représentation dynamique du

gisement est ainsi une problématique à part entière. Pour cela, à partir des distributions

statistiques corrélées à une modélisation stochastique de la turbulence, il est possible de

générer une séquence temporelle de la vitesse du vent, par exemple par inversion de la

distribution. Dans la figure 2.5, nous présentons l’exemple d’une séquence de vent réelle,

extraite par une méthode de classification de la vitesse du vent. [35] Cette extraction est

basée sur des donnés mesurées durant plusieurs mois sur le site en Guadeloupe.

Figure 2.5: Séquence de vent mesuré sur un site et sa distribution.

II.4.3 Modélisation du vent

Le vent est l’énergie primaire des aérogénérateurs. L’énergie cinétique contenue dans

le vent est transformée en partie en énergie mécanique par la turbine, puis en énergie

électrique par le générateur. C’est donc une variable importante à modéliser car la précision

des simulations dépendra de la qualité de son modèle.

L’un des principes retenus consiste à générer une série temporelle de la vitesse du vent à

partir d’un bruit en entrée. Pour ce faire, la vitesse du vent va être décomposée en deux

composantes :

Une composante turbulente du vent tVT qui est un processus aléatoire stationnaire (nevarie pas avec la vitesse moyenne du vent).

Une composante lente 0V ; c'est la moyenne de la vitesse du vent variant régulièrement surde plus longues périodes dans un site donné.



18

tVVtV T 0 (2.3)

L’aéro-turbine filtre les fluctuations hautes fréquences. On reconstitue à cet effet un

filtre passe bas à la composante de turbulence afin que celle-ci reproduise une caractéristique

plus proche de la réalité dont la fonction de transfert est donnée par:

sG f .1

1

(2.4)

La valeur de la constante de temps dépend du diamètre du rotor et également de

l'intensité de turbulence du vent et de la vitesse du vent moyenne ( s2 ).

Figure 2.6: Synoptique de reconstruction du vent

La figure suivante représente une séquence de vent générée par le modèle Simulink de la

figure 2.6 avec une vitesse moyenne de 10m/s.

0 20 40 60 80 100 1209.4

9.6

9.8

10

10.2

10.4

Temp

vies

se d

e ve

ntm

/s

Figure 2.7: Séquence de vent synthétique

vent

Vmoy

VmoyTo Workspace1

t

Gf

1

2s+1

Clock

Band -LimitedWhite Noise



19

II.5. Modèle aérodynamique de la turbine éolienne à axehorizontal

La turbine est l’élément principal dans un système de conversion de l’énergie éolienne

où, l’énergie cinétique contenue dans une masse d’air en mouvement est transformée en

énergie mécanique. Cette extraction de l’énergie mécanique à partir d’un flux d’air

traversant un ‘disque’ obéis à des lois fondamentales de la physique.

C’est au savant Albert Betz que revient le mérite d’avoir démontré par des publications

(entre 1922 et 1925) que la quantité d’énergie pouvant être extraite d’un flux d’air en

mouvement, passant à travers une section d’un tube est restreinte à une certaine proportion

de l’énergie cinétique portée par le flux d’air. Betz démontra, aussi, que la puissance

optimale extraite dépend du rapport entre les vitesses d’écoulement de l’air en amont et en

aval de la section balayée par le convertisseur de l’énergie ou, autrement dit, de la turbine

[5].

II.5.1. Energie du ventL’énergie cinétique d’une masse d’air en mouvement avec une vitesse s’exprime par :

2

21 vmE (2.5)

En considérant un tube avec une surface de section A que traverse un flux d’air à la vitesse

v , alors le volume d’air traversant cette section en une unité de temps est donné par (le débit

d’air):

.

2.

/ smAvV (2.6)

Le débit massique s’écrit :

skgAvm /. (2.7)

Où représente la densité de l’air.

On déduit que, la puissance portée par le vent traversant un tube de section A à une vitesse

v est obtenue à partir des équations (2.5) et (2.7) :

wvAvdtdm

dttdEtP 32

21

21

(2.8)



20

II.5.2. La Théorie de Betz et le Coefficient de PuissanceDans ce qui suit, on développe la théorie qui décrit le processus d’extraction de

l’énergie mécanique à partir d’un flux d’air ainsi que la limite théorique supérieure de

l’efficacité du processus d’extraction de l’énergie mécanique. Il est évident que l’énergie

mécanique est extraite au dépend de l’énergie cinétique portée par le flux d’air ou par le

vent.

Si on admet l’hypothèse d’un flux massique constant des deux côtés du convertisseur

d’énergie (disque), cela signifie que la vitesse du flux d’air en aval 2v est inférieure à la

vitesse 1v en amont à cause de la transformation d’une partie de l’énergie cinétique

disponible en énergie mécanique (diminution de l’énergie cinétique). Ceci implique, aussi,

un élargissement de la section du tube en aval pour pouvoir conserver la constance du flux

massique (Figure 2.8).

Figure 2.8 : Conditions du flux d’air et extraction de l’énergie mécanique

La puissance mécanique capturée par le convertisseur s’exprime par la différence des

puissances portées par les flux d’air en amont et en aval du disque ;

32

32

311

322

311 2

121

21 vAvAvAvAPD (2.9)

Aussi, la conservation du flux massique tout le long du tube exige que :

skgvAAvvA /11'

11 (2.10)

d’où ;

22

21

.22

2111 2

121 vvmvvvAPD (2.11)



21

A partir de l’équation (2.11), la puissance mécanique extraite par le convertisseur serait

maximale si 2v est strictement nulle, autrement dit, un débit d’air nul en aval. Cette situation

est pratiquement impossible à réaliser physiquement. Ainsi, pour calculer le maximum de

puissance convertible, on utilise la loi physique de la conservation de la quantité du

mouvement pour exprimer la force exercée par le convertisseur sur le flux d’air incident :

NvvmFD 21

. (2.12)

En admettant que la vitesse 'v du flux d’air au niveau du disque est donnée par :

smvav /1 1' (2.13)

Où est le facteur d’interférence axial 10 a .

On peut, alors, réécrire l’équation (2.12) :

2111 vvAvaFD (2.14)

et la puissance capturée par le convertisseur est donnée par ;

2121

.'

21

.'

21 vvvvmvvvmvFP DD (2.15)

d’où ;

smvavvv /121

121' (2.16)

On déduit l’expression suivante de la vitesse 2v en fonction de 1v :

12 21 vav (2.17)

En remplaçant (2.17) dans (2.15), on obtient l’expression suivante de la puissance capturée

par le convertisseur :

231 12 aavAPD (2.18)

Pour caractériser la capacité du convertisseur (la turbine éolienne) à capturer la puissance

cinétique portée par le vent et la transformer en puissance mécanique, on définit le

coefficient de puissance pC tel que

N

Dp PPC (2.19)

Ce coefficient de puissance représente le ratio entre la puissance DP capturée par la turbine

et la puissance totale VP portée par le flux d’air traversant la même surface A avec une

vitesse 1v .



22

En utilisant les équations (2.18) et (2.8), on obtient ;

231

231 145.0

12 aavAaavAC p

(2.20)

Pour calculer la limite théorique de Betz, c’est-à-dire la valeur maximale max,pC qui définit la

puissance maximale convertible, il suffit d’optimiser la fonction aC p en calculant sa

dérivée par rapport au facteur a .

01418 2 aaadaadC p (2.21)

En remplaçant par31a (valeur de vérifiant l’équation 2.21) dans (2.20), on obtient la

valeur 593.02716

max, pC .

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

Facteur d'interférence du flux axial a

Coe

ffic

ient

de

puis

sanc

e C

p

Figure 2.9 : Variation du coefficient de puissance en fonction du facteur ‘a’

II.5.3. Modèle de la TurbineDans la section précédente, nous avons étudié le processus de conversion de l’énergie

éolienne indépendamment des caractéristiques physiques et mécaniques du convertisseur ou

de la turbine. Le résultat essentiel tiré de l’étude peut se résumer dans l’existence d’une

limite théorique de l’énergie capturée à partir d’un flux d’air. Dans ce qui suit, on étudie

l’influence de la conception physique d’une turbine à pales sur le processus de conversion

d’énergie en se basant sur le modèle d’un élément de pale.



23

Pour modéliser et développer la théorie d’un élément infinitésimale de la pale, on

commence par découper une couronne (bande) d’épaisseur dans le disque balayé par les

pales de la turbine (Figure 2.10). L’élément ainsi formé, vu du bout extérieur de la pale, est

illustré dans la figure 2.11 avec l’ensemble des forces aérodynamiques agissantes.

Figure 2.10 : Découpe d’une couronne d’épaisseur dr contenant un élément

infinitésimale de la pale de la turbine

Dans la figure 2.11, le plan de rotation du rotor est le plan balayé par le rayon R du

rotor. L’angle d’orientation de la pale désigné par (Angle de calage ou angle de pitch) est

formé par le plan de rotation et la ligne de corde de la pale. La vitesse relative de l’élément

de pale relv , par rapport au flux d’air, est la résultante du la vitesse du flux 1v et de la

vitesse tangentielle rt de l’air relativement à l’élément de pale en rotation et enfin,

l’angle d’attaque est formé par le vecteur de la vitesse relative relv et la ligne de corde de

la pale. L’angle d’attaque est un paramètre aérodynamique local de la turbine.



24

Figure 2.11 : Modèle des forces aérodynamique sur l’élément de pale

A cause du flux d’air, un différentiel de pression s’établis autour de l’élément de pale

engendrant une force perpendiculaire à la direction du flux local, autrement-dit, à la vitesse

relative relv . Cette force s’appelle la force de levage Lf (Lift force). Une autre force, dite la

force de drag Df (Drag force) agit sur l’élément de pale dans le sens de la direction du flux

local, c’est une force qui s’oppose au mouvement de la pale. Les forces de levage et de drag

sont généralement exprimées en fonction des coefficients de lift et de drag LC et DC ,

respectivement.

LrelL Cvcf 2

2 (2.22)

DrelD Cvcf 2

2 (2.23)

Les deux coefficients LC et DC sont des fonctions de l’angle d’attaque. La figure

2.12 présente les formes typiques des deux coefficients pour une certaine pale.

Lf

Tf

Dfrelv

1vrf

tr

Ligne de corde

Plan de rotation

Angle d’attaque

Angle de pitch



25

Figure 2.12 : Formes typiques des coefficients de lift et de drag

Il est constaté que pour les petites valeurs de l’angle d’attaque, le coefficient de lift

LC présente une croissance proportionnelle à l’angle d’attaque, alors que le coefficient

de drag DC reste constant et très petit. Cependant, un changement est observé à partir de

la valeur 013 . En effet, au-delà de cet angle d’attaque critique les tendances se

renversent ; LC devient décroissant et DC devient croissant ce qui se traduit par une

réduction de la force de levage et une augmentation de la force de drag.

La résultante des deux forces de levage et de drag est la force aérodynamique

appliquée localement à l’élément de la pale. Cette force aérodynamique se décompose en : 1)

une composante axiale appelée la force de poussée Tf (Thrust force) que le rotor, la tour et

es fondations du système éolien doivent supporter et, 2) une composante tangentielle rf qui

développe un couple de rotation appliqué sur l’axe de la turbine. C’est la force utile. En se

référant à la figure 2.11, on écrit les expressions des composantes axiale et tangentielle :

sincos DLT fff (2.24)

cossin DLr fff (2.25)

En posant et en utilisant les équations (2.22) et (2.23) :

sincos

22

DLrelT CCvcf (2.26)

cossin

22

DLrelr CCvcf (2.27)



26

Le couple appliqué à un élément de la pale situé à une distance r de l’axe de rotation est

donné par :

cossin2

2DLrelrr CCrvcfr (2.28)

En définissant le ratio de vitesse du bout de la pale (tip-speed-ratio) par :

1vRt (2.29)

Et en écrivant la vitesse relative du flux relv en fonction de et de 1v :2

1 1

Rrvvrel (230)

La force totale de poussée (Thrust force), le couple total ainsi que la puissance extraite sont

calculés par intégration des expressions (2.27) et (2.28) sur toute la longueur de la pale et, en

faisant des simplifications généralement admises les formules suivantes sont obtenues [10] :

21

2 ,21 vCRF TT (2.31)

21

2 ,21 vCRT Qr (2.32)

(2.33)

Avec les coefficients PC et QC liés par l’égalité :

P

QCC (2.34)

Notons que les coefficients de thrust, de couple et de puissance sont fonctions du ration de

vitesse et de l’angle de pitch.

Les coefficients de couple et de puissance sont d’une importance particulière pour la

commande de la turbine. Les figures 2.13 et 2.14 illustrent les variations de QC et PC en

fonction de la ration de vitesse et de l’angle de pitch .



27

Figure 2.13 : Variations du coefficient de couple

Figure 2.14 : Variations du coefficient de puissancePour un angle de pitch fixé à une valeur 0 (par exemple 00 ) les variations de

0,QC et de 0,PC sont illustrées dans la figure (2.15).

Figure 2.15 : Variations de et pour un pitch fixe



28

Cette dernière figure montre que, pour un angle de calage (pitch) fixé, la conversion

maximale de l’énergie est obtenue pour une valeur optimale du ratio de vitesse.

II.6 Techniques de commande d’une turbine éolienneLe système éolien est conçu pour la capture d’une partie de l’énergie cinétique porté

par le vent et de la transformer en une forme utile d’énergie mécanique et ensuite en une

énergie électrique qu’on injecte dans un réseau de distribution. L’efficacité d’un système

éolien passe par la maximalisation de l’énergie capturée par l’application de techniques de

commande adéquates telles que représentées par la figure 2.16.

Figure 2.16 : Différentes Techniques de Commande Eolienne.

II.6.1. Commande par décrochage aérodynamique passif

Cette technique est la forme la plus simple de commande de puissance éolienne.

L’angle de calage est fixe, alors que l’angle d’attaque augmente naturellement avec la

vitesse du vent. Cette augmentation provoque une augmentation de la force de poussée et un

décrochage progressif de la pale apparaît si la vitesse de rotation est pratiquement constante.

Ce concept simple ne fait intervenir aucun système mécanique ou électrique auxiliaire.

Cependant, l’utilisation de cette technique exige une conception rigoureuse de la géométrie

Décrochage Angle de calagevariable

Passif Actif

nomVV ,11

31VP

Limitation de puissance



29

des pales et un choix très précis de la vitesse de rotation de la turbine pour s’assurer, à une

certaine vitesse du vent, que l’augmentation de la puissance soit effectivement empêchée. En

plus il faut disposer de freins dimensionnés pour absorber l’énergie cinétique de la turbine en

cas de panne empêchant la transmission de la puissance générée au réseau électrique.

II.6.2. Commande par décrochage aérodynamique actifCette technique, appelée aussi décrochage par calage négatif des pales (négative-pitch

control), est basée sur le même principe que le décrochage actif, mais dans ce cas le

décrochage est assuré en diminuant légèrement l’angle de calage pour augmenter l’angle

d’attaque . Ainsi, le décrochage peut être légèrement avancé ou retardé. Comme pour le

décrochage passif, l’utilisation de la technique du décrochage actif nécessite une grande

précision sur la géométrie et la vitesse de rotation de la turbine pour assurer le décrochage à

la vitesse du vent voulue. En plus, il est nécessaire d’ajouter un système électrique ou

hydraulique pour orienter les pales lorsque la vitesse de rotation nominale de la machine sera

atteinte.

Figure 2.17: Principe du décrochage aérodynamique actif.

Lf

Tf

Dfrelv

1V0v

rf



30

II.6.3. Commande par angle de calage variable des pales

Il utilise la variation de l’angle de calage des pales (figure 2.18). En variant l’angle

d’attaque de la pale, on modifie le rapport entre les composantes de drag et de poussée.

L’angle d'incidence optimal conduit à la puissance maximale disponible. En général, la

modification de l’angle de calage de la pale de l’éolienne permet quatre actions distinctes:

le démarrage à une vitesse du vent dv1 plus faible

l’optimisation du régime de conversion de l’énergie, quand la vitesse du vent

évolue entre les limites nomd vv ,11 , en complément de la vitesse variable dans une

plage relativement réduite

la régulation par limitation de la puissance pour nomvv ,11 .

la protection de l’éolienne contre les vents trop violents, par la mise en « drapeau »

des pales de l’hélice.

Figure 2.18 : Variation de l'angle de calage d'une pale

Sens de déplacement

Section de palePosition de priseau vent maximale

v



31

II.6.4. Poursuite du point de Maximum de Puissance (MaximalPower Point Tracking, MPPT)

Un dispositif « MPPT », de l'anglais Maximum Power Point Tracking correspond à

une stratégie de gestion permettant de suivre le point de puissance maximale d'un générateur

électrique non linéaire. Les systèmes MPPT sont généralement associés avec les générateurs

éoliens à travers une électronique de puissance permettant de maximiser l’efficacité

énergétique du système à travers la variation de la vitesse du vent.

Figure 2.19: Points de MPPT d’une éolienne tripale avec la vitesse de ventPar exemple, la figure 2.19 montre les extrema que poursuit la MPPT d’une éolienne de

type tripale à vitesse du vent variable : la courbe de puissance en forme de cloche, typique des

éoliennes et donnée pour chaque vitesse du vent, présente un point de puissance maximale.

De plus en plus souvent, les génératrices sont donc reliées à un convertisseur

électronique de puissance contrôlé qui permet de réaliser cette fonction. De nombreux

concepts ont été introduits pour parvenir à poursuivre efficacement le point de puissance

maximum pour le « grand éolien ».

0 2 4 6 8 10 12 14-4

-2

0

2

4

6

8

10

12x 10 5

vites s e de ro ta t ion [ rad /s ]

pu

iss

an

ce

éo

lien

ne

[W

]

v1= 6m /sv2= 8m /sv3= 10m /sv4= 12m /sv5= 14m /sv6= 16m /sv7= 18m /s

MPPTMPPT

MPPT

MPPT

MPPTMPPT

MPPT



32

II.7.Conclusion

On étude dans ce chapitre les types des turbine éolienne et Différentes parties d’un

turbine par exemple La tour, Le rotor. Les Caractéristiques du vent et modelé de vent et

aussi la modelé aérodynamique de la turbine éolienne à axe horizontal dans ce partir on

étude l’énergie du vent, La Théorie de Betz et le Coefficient de Puissance, et Modèle de la

Turbine, et la Techniques de commande d’une turbine éolienne on a fini le chapitre.

CHAPITRE III :

Modélisation des élémentsd’une chaine éolienne

Chapitre III Modélisation des éléments d’une chaine éolienne


33

III.1 IntroductionDans cette partie, nous allons présentons les modèles de dimensionnement associés à

ce système, en particulier pour la génératrice et les convertisseurs. Nous établissons aussi un

modèle de simulation de la turbine.

Figure 3.1: Architecture globale d’une éolienne

Dans le système est :

Le vent (Voir le modelé du vent dans le chapitre II)

La turbine éolienne « Type tripale »

La génératrice « GADA »

Convertisseur « Redresseur, Onduleur »

III.2 Modélisation de la turbine

Dans cette partie, il y à la turbine éolienne, le multiplicateur de vitesse et le rotor de la

génératrice :

la turbine éolienne se compose de 3 pales orientables;

le multiplicateur adapte la vitesse de la turbine éolienne à celle du générateur

électrique.

0 20 40 60 80 100 1207

8

9

10

11

12

13

temp

vent G

vent Eolienne tripale Génératrice Convertisseur



34

L’arbre est relis la partie mécanique à la partie électrique ou bien relie la turbine avec

le générateur

Et la figure ci-dessous représente différent partie de la turbine :

Figure 3.2: Différent partie de la turbine

III.2.1 Modèle de la TurbineLa relation entre la vitesse du vent et la puissance mécanique extraite donne par

l’équation suivante :

32

21 vRPv (3.1)

Où :

ρ= 1,25 kg/m3 : Masse volumique de l'air, dans les conditions normales de température et de

pression.

v : La vitesse du vent.

L’éolienne ne pouvant récupérée qu’une fraction de la puissance du vent (coefficient

de puissance pC ) la puissance aérodynamique apparaissant au niveau du rotor de la turbine

s’écrit alors :

32

21 vRCP pD (3.2)

Le coefficient de puissance pC représente le rendement aérodynamique de la turbine

éolienne. Il dépend de la caractéristique de la turbine. La figure 3.3 représente la variation de

ce coefficient en fonction du rapport de vitesse et de l’angle de l’orientation de la pale .

R GT

TCemC

gmecC

Turbine Multiplicateur L’arbre



35

Le rapport de vitesse est défini comme le rapport entre la vitesse linéaire des pales et la

vitesse du vent :

vRT (3.3)

Le couple mécanique à la sortie de la turbine est défini par :

T

DT

PC (3.4)

Des approximations numériques ont été développées dans la littérature pour calculer le

coefficient pC et différentes expressions ont été proposées. Nous présentons ci-dessous

quatre formes respectivement :

2300184.0

23.05.1801sin2.167.05.0,

pC (3.5)

6

10.00035.0

43321

25

10035.0

08.01, ceccccC

c

p

(3.6)

'125

' 54.011622.0,

eC p (3.7)

Et

1035.0

08.011

3'

(3.8)

001.01038.6104.91086.910375.171095633.7 223334455 pC(3.9)

Où :

0068.02154.01165109.0 654321 cccccc

Avec :

: Angle de calage.

R : Longueur de la pale.

T : Vitesse mécanique de la turbine en rad/s.

Pour notre exemple d’éolienne, le coefficient de puissance pC est donné l’équation (3.6).

La Figure 3.3 illustre les courbes de ,pC pour plusieurs valeurs de (deg)

obtenues par la relation (3.6).



36

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0-0 . 3

-0 . 2

-0 . 1

0

0 . 1

0 . 2

0 . 3

0 . 4

0 . 5

R a p p o r t d e vi t e s s e " la m e d a "

Co

uff

icie

nt

de

pu

iss

an

ce

B e t t a = 0 d e gB e t t a = 2 d e gB e t t a = 4 d e gB e t t a = 6 d e gB e t t a = 8 d e gB e t t a = 1 0 d e gB e t t a = 1 2 d e g

Figure 3.3: Caractéristique du coefficient de puissance en fonction de la vitesse relative

Sur la Figure 3.3, plusieurs courbes sont représentées mais nous nous sommes

intéressés à celle qui possède le plus haut sommet. Cette courbe est caractérisée par le point

optimal ( 0max 0,48.0,1,8 pC ) qui est le point correspondant au maximum du

coefficient de puissance pC et donc au maximum de la puissance mécanique récupérée. On

peut déterminer la caractéristique puissance en fonction de la vitesse de relative, pour un

vent, v donné.

0 2 4 6 8 1 0 1 2 1 4-4

-2

0

2

4

6

8

1 0

1 2x 1 0 5

V i t e e s e d e re t a t io n " ra d / s "

pu

iss

an

se

mé

ca

niq

ue

"w

" V 1 = 6 m / sV 2 = 8 m / sV 3 = 1 0 m / sV 4 = 1 2 m / sV 5 = 1 4 m / sV 6 = 1 6 m / sV 7 = 1 8 m / s

Figure 3.4: Caractéristique de puissance mécanique en fonction de la vitesse relative.



37

III.2.2 Modèle du Multiplicateur

Le multiplicateur est la liaison entre la turbine et le générateur. Il est supposé rigide et

modélisé par un simple gain. L’élasticité et le frottement du multiplicateur sont négligés. Les

pertes énergétiques dans le multiplicateur sont considérées nulles. Le couple mécanique de la

turbine éolienne est divisé par le rapport de multiplicateur pour obtenir le couple mécanique

sur l’arbre du générateur:

Tmec CG

C 1 (3.10)

Où :

G : Rapport de multiplication.

mecC : Couple mécanique adaptant la vitesse de la turbine à celle du générateur ainsi

Tg G (3.11)

Où :

g : Vitesse du générateur (rad/s mécanique).

III.2.3 Modèle de l’arbreL’équation différentielle qui caractérise le comportement mécanique de l’ensemble

turbine et génératrice est donnée par :

gTTg

T fCdt

dJ

(3.12)

Où :

TJ : Inertie totale des parties tournantes (turbine + génératrice) (Kg.m2).

Tf : Coefficient de frottement visqueux.

mecemT CCC : Couple totale de l’éolienne (N.m).

emC : Couple électromagnétique de la génératrice en (N.m).

En fonctionnement générateur le couple emC a un signe négatif.



38

Figure 3.5: Modèle de la turbine éolienne

III.2.4 Simulation Avec la vitesse du vent constante smv /12 et différent charge

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100

100

200

300

400

tem p(s )

vite

sse

sur

l'arb

re d

e gé

néra

teur

(rad

/s)

-a-

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100

100

200

300

400

tem p(s )

vite

sse

sur

l'arb

re d

e gé

néra

teur

(rad

/s)

-b-

Figure 3.6 : La vitesse sur l’arbre du générateur

a- Sans charge MNCem .0

b- Avec charge MNCem .10

v

,pC TCG1

G1

TT fsj 1

emC

T g

La turbine Le Multiplicateur L’arbre



39

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100

2

4

6

8

10

12

tem p(s )

vite

sse

de la

tur

bine

(rad

/s)

-a-

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 100

2

4

6

8

10

12

tem p(s )

vite

sse

de la

tur

bine

(rad

/s)

-b-

Figure 3.7 : La vitesse de la turbine

a-Sans charge MNCem .0


Avec la vitesse du vent variable smv /12 et différent charge

0 20 40 60 80 100 1200

100

200

300

400

tem p(s )

vite

sse

sur

l'arb

re d

e gé

néra

teur

(rad

/s)

-a-



40

0 20 40 60 80 100 1200

100

200

300

400

tem p(s )

vite

sse

sur

l'arb

re d

e gé

néra

teur

(rad

/s)

-b-

Figure 3.8 : La vitesse sur l’arbre du générateur

a- Sans charge MNCem .0


0 20 40 60 80 100 1200

5

10

15

tem p(s )

vite

sse

de la

tur

bine

(rad

/s)

-a-

0 20 40 60 80 100 1200

5

10

15

tem p(s )

vite

sse

de la

tur

bine

(rad

/s)

-b-


a-Sans charge MNCem .0




41

III.3 Modélisation de la Machine Asynchrone à DoubleAlimentation

Dans cette partie en à utilise la modélisation de Machine asynchrone à double

alimentation, et aussi la modélisation de Park. Et les différentes équations du modèle de la

GADA.

La modélisation de Park est construite à partir des équations électriques de la machine

Les hypothèses généralement admises dans le modèle de la machine asynchrone double

alimentation sont:

la parfaite symétrie de la machine.

l’absence de saturation et de pertes dans le circuit magnétique (l’hystérésis et

les courants de Foucault sont négligeables)

la répartition spatiale sinusoïdale des différents champs magnétique le long de

l’entrefer. (Son entrefer est constant).

l’alimentation est réalisée par un système des tensions triphasées symétriques.

les résistances des enroulements ne varient pas avec la température et on

néglige l’effet de peau.

III.3.1 Mise en équations du modèle de la GADA

La représentation schématique de la machine asynchrone dans l’espace électrique est

donnée sur la Figure 3.10.

Rotor

Stator

sAsC

sB

ra

rb

rc



42

Figure 3.10: Machine asynchrone modélisée - définition des repères stator et rotor

Dans le cadre des hypothèses simplificatrices et pour une machine équilibrée les

équations de la machine s’écrivent comme suit :

III.3.1.1 Equations électriquesLes équations des tensions des trois phases statoriques et des trois phases rotoriques

sont :

pour le stator :

scscssc

sbsbssb

sasassa

dtdIRv

dtdIRv

dtdIRv

(3.13)

pour le rotor :

rcrcrrc

rbrbrrb

rararra

dtdIRv

dtdIRv

dtdIRv

(3.14)

En désignant par :

scsbsa vvv ,, , rcrbra vvv ,, : Les tensions statoriques et rotoriques.

scsbsa III ,, , rcrbra III ,, : Les courants statoriques et rotoriques.

scsbsa ,, , rcrbra ,, : Les flux. statoriques et rotoriques.

sR , rR : Résistances statoriques et rotoriques.

Sous forme matricielle :

pour le stator :

ssss dtdIRV (3.15)

pour le rotor :

rrrr dtdIRV (3.16)



43

III.3.1.2. Équations magnétiquesLes relations entre flux et courants s’écrivent comme suit :

pour le stator :

rcsrrbsrrasrsbssasscssc

rcsrrbsrrasrscssassbssb

rcsrrbsrrasrscssbssassa

IMIMIMIMIMILIMIMIMIMIMILIMIMIMIMIMIL

(3.17)

pour le rotor :

scsrsbsrsasrrbrrarrcrrc

scsrsbsrsasrrcrrarrbrrb

scsrsbsrsasrrcrrbrrarra

IMIMIMIMIMILIMIMIMIMIMILIMIMIMIMIMIL

(3.18)

Sous forme matricielle on a :

pour le stator :

rsrssss IMIL (3.19)

pour le rotor :

IsMIL srrrrr (3.20)

Avec :

rrr

rrr

rrr

rr

sss

sss

sss

ss

LMMMLMMML

LLMMMLMMML

L , (3.21)

Tsrrssrsr LLML

,

cos3

2cos3

4cos

32coscos

32cos

32cos

34coscos

(3.22)

Telle que :

- sL : L’inductance propre d’une phase statorique.

- rL : L’inductance propre d’une phase rotorique.

- sM : L’inductance mutuelle entre phases statoriques.



44

- rM : L’inductance mutuelle entre phases rotoriques.

En désignant par srL la mutuelle inductance entre phases statoriques et rotoriques et par Msr

sa valeur lorsque leur axes coïncident.

III.3.1.3 Equation mécanique

Le couple électromagnétique est donné par la dérivée partielle de la Co énergie par

rapport à l’angle mécanique entre le rotor et le stator. Pour simuler la machine, en plus des

équations électriques il faut ajouter l’équation du mouvement du système :

ggrem fdtdJCC (3.23)

III.3.2 Modèle de Park

Les équations précédentes permettent la modélisation de la machine dans le plan (a b

c). Elles peuvent être implantées dans un calculateur. Par contre, vu la complexité (36 termes

pour l’énergie magnétique) de ces équations non linéaires et multi variable. Pour cela on

utilise la transformation de Park qui permettra de rendre simple à les étudier.

La matrice P de (Park) est donnée sous la forme suivante :

21

21

21

34sin

32sinsin

34cos

32coscos

32

P (3.24)

Son inverse 1P est donnée par :

13

4sin3

4cos

13

2sin3

2cos

1sincos1

P (3.25)



45

L’angle dans la matrice P prend la valeur s pour les grandeurs statoriques et la

valeur rs pour les grandeurs rotoriques.

III.3.2.1 Choix du référentiel

Pour étudier la théorie des processus transitoires des machines on utilise trois systèmes

de Park qui sont des cas particuliers du système d’axes (d, q).

sc

sb

sa

sq

sd

VVV

PVV

(3.26)

sc

sb

sa

sq

sd

III

PII

(3.27)

La machine asynchrone peut être modélisée dans un repère diphasé (d, q) par le

système d’équation (3.28).

rdrrqrqrrq

rqrrdrdrrd

sdssqsqssq

sqssdsdssd

dtdIRVdtdIRVdtdIRVdtdIRV

(3.28)

Avec : sr (3.29)

On remplace (3.29) dans (3.28) on trouve :

rdsrqrqrrq

rqsrdrdrrd

sdssqsqssq

sqssdsdssd

dtdIRVdtdIRV

dtdIRVdtdIRV

(3.30)



46

III.3.2.1.1 Repère lié au stator

Dans ce cas les repères (d, q) sur le stator.0s (3.31)

et :

rrs (3.32)

rrs

dtd

dtd

dtd

,0 (3.33)

Et la figure suivant montre les repères (d, q ) lié au stator.

Figure 3.11: Les repères (d, q ) lié au stator.

III.3.2.1.2 Repère lié au rotor

Dans ce cas les repères (d, q) sur le rotor.

0r (3.34)

et :

srs (3.35)

d

q

ra Rotor

Stator

sA

rb

sB

sC

rc

r



47

ssr

dtd

dtd

dtd

,0 (3.36)

Et la figure suivant montre les repères (d, q) lié au rotor

Figure 3.12: Les repères (d, q ) lié au rotor.

III.3.2.1.3 Repère lié au champ tournant

Dans ce cas les repères (d, q) sur le champ tournant.

s

s

dtd

(3.37)

srrs (3.38)

sssr g

dtd

dtd

dtd

(3.39)

Et la figure suivant montre les repères (d, q) lié au champ tournant.

Stator

ra Rotor

sB

rb

sC

rc

sA

d

q

s



48

Figure 3.13: Les repères (d, q ) lié au champ tournant .

III.3.3 Expression de la puissance et du couple électromagnétique

Le calcul de couple mécanique de la machine asynchrone se base sur la connaissance

de la puissance instantanée tP , soit :

sqsqsdsdscsbsbsasaem IVIVVIVIVP (3.40)

sqsdssqsqssdsqssdsdsem IdtdIRI

dtdIRP

(3.41)

321

22sdsqsqsds

sqsd

sdsqssdsem II

dtd

Idt

dIRIRP

(3.42)

1) : Représente les pertes par effet joules.;

2) : Représente la puissance électromagnétique.

3) : Représente la puissance électrique transformé en puissance mécanique.

Stator

sB

ra Rotor

sA

rc

rb

sC

r s

dq



49

III.3.3.1 Couple électromagnétiqueOn a :

sdsqsqsdsemem IICP (3.43)

Avec :

P (3.44)

sdsqsqsdsdsqsqsdem IIPIIPP

(3.45)

En faisant appel au flux rotorique :

On a

sdsrrdrrd IMIL (3.46)

Soit :

sdr

sr

r

rdrd I

LM

LI

(3.47)

Et :

sqsrrqrrd IMIL (3.48)

Soit :

sqr

sr

r

rqrq I

LM

LI

(3.49)

On aura :

sdrqsqrdr

srem II

LMpC (3.50)

On peut écrit aussi :

sdrqsqrdem IIIIpMC 2

3 (3.51)

III.3.4 Bloc de simulation de la machine asynchrone

Pour réaliser cette simulation nous traduisons le modèle mathématique de la machine

mis sous forme d’état utilisant des blocs de simulation par le logiciel Matlab/Simulink .dans

le schéma de simulation présenté dans la Figure 3.14 on va simuler numériquement le

fonctionnement de la machine, les courbes obtenues sont présentées ci-dessous



50

Figure 3.14: Bloc de simulation de la machine asynchrone

III.3.5 Simulation

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-4000

-2000

0

2000

temp (s)

les

cour

ant s

tato

rique

(A) i ds

iqs

-a-

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-2000

0

2000

4000

temp (s)

les

cour

ants

roto

rique

(A)

idriqr

-b-

Figure 3.15: Les courants statoriques et rotoriques

a- Statoriques

b- Rotoriques

ModèleDe

Park

ModèleDe

GADA

aV

bV

cV

dV

qV

sdV

sqV

rdV

rqV

rW

rqrd

sqsd

II

II

emC

W



51

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1-5000

0

5000

10000

temp (s)

Cem

(N/m

)

Cem

Figure 3.16 : Le couple électromagnétique

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

200

400

600

800

temp (s)

vite

sse

de g

éner

ateu

r(re

d/s)

Figure 3.17 : La vitesse de générateur

III.4 Modélisation des convertisseursIII.4.1 Redresseur à trois phases

Dans cette partie on présentera la modélisation du redresseur à diode.

Les redresseurs sont les convertisseurs de l’électronique de puissance qui assurent la

conversion alternative continu (AC/DC), ils sont alimentés par une source de tension

alternative, ils permettent d’alimenter en courant continu le récepteur branché à leur sortie.

III.4.1.1 Schéma symbolique de Redresseur

Figure 3.18: Schéma de principe de Redresseur

L’entrée AC La sortie DC

Convertisseur alternatif (AC) - continu (DC)



52

III.4.1.2 Schéma bloc de redresseur

Figure 3.19: Redresseur a diodeIII.4.1.3 Simulation

0 0.005 0.01 0.015 0.02 0.025 0.03 0.035 0.04-200

-100

0

100

200

300

400

temp(s)

Us,

Uch

,Ich

UchUsaUsbUscIch

Figure 3.20: Les tensions de source, Tension de charge et Courant de charge

III.4.2 Onduleur à trois phases

Dans cette partie on présentera la modélisation respectivement de l’onduleur.

Un onduleur est un convertisseur statique assurant le convertisseur continu – alternatif,

alimenté en continu, il modifie la façon périodique les connections entre l’entré et la sortie et

permet d’obtenir d’alternatif à la sortie.



53

III.4.2.1 Schéma symbolique de l’onduleur

Figure 3.21: Schéma de principe de l’onduleur

III.4.2.2 Structure de l’onduleur de tension

On peut réaliser un onduleur triphasé en groupant trois onduleurs monophasés de l’un

ou l’autre, il suffit de décaler d’un tiers de période les commandes des trois phases. La

Figure 3.22 représente un onduleur triphasés formé de trois demi ponts monophasés et

utilisent un diviseur capacitif commun.

Chacune des tensions de sortie est égale tantôt à (+U/2), tentant à (-U/2). Les

interrupteurs fonctionnent comme en monophasé la seule différence est que le courant

arrivant au point milieu du diviseur est IN telle que IN=IA+IB+IC .

Figure 3.22: Onduleur de tension triphasé

Convertisseur continu (DC)-alternatif (AC)

L’entrée DC La sortie AC



54

La présence de neutre relie à la source est indispensable si le récepteur est déséquilibre

tout particulièrement s’il comporte des charges monophasés montées entre phase et neutre.

Si le récepteur triphasé et équilibré, on peut supprimer la liaison entre le point neutre ’

N’ de la charge et le point milieu ‘O ‘du diviseur capacitif, donc supprimer celui-ci on

obtient alors l’onduleur de tension en pont triphasés proprement dit reprisent sur la Figure

3.22.

III.4.2.3 Modèle de commande de l’onduleur de tensionLes interrupteurs K1 et K1

’, K2 et K2’, K3 et K3

’ doivent être complémentaires deux à

deux, quelque soit la loi de commande à adopter, les interrupteurs imposent les tensions

entre les bornes de sortie A, B, C et le point milieu (fictif) ‘O’ de la source de tension.

ouvertKEferméKEVV

ouvertKEferméKEVV

ouvertKEferméKEVV

OC

OB

OA

33

22

11

2,

2

2,

2

2,

2

(3.52)

Les interrupteurs imposent donc les tensions composées à la sortie de l’onduleur ainsi

pour la première de ces tensions.

.0

..0

.

21

21

21

21

ouvertsKetKSiVVVVVVferméKetouvertKSiEVVVVVV

fermésKetKSiVVVVVVouvertKetferméKSiEVVVVVV

OBOABA

OBOABA

OBOABA

OBOABA

(3.53)

Son point neutre étant isolé, si le récepteur est équilibré on peut passé des tensions

composées aux tensions simples VA, VB, VC à la sortie de l’onduleur.

Pour que, quelle que soit leurs formes d’ondes, les trois courants IA, IB, IC aient une

somme nulle, il faut que leurs trois fondamentaux aient une somme nulle et qu’il en soit de

même pour les divers harmoniques.

Si le récepteur est équilibré, si trois phases présentent la même impédance pour le

fondamental ainsi que pour les divers harmoniques, les produit impédances ‘Z’ courant, c’est

–à- dire les tensions ont une somme nulle pour les fondamentaux ainsi que les systèmes

harmoniques successifs, on ajoutant toutes ces sommes on obtient la somme nulle des trois

tensions.

CBACC VVVVV .31.

31 (3.54)



55

A cause de l’équilibre du récepteur :

IA+IB+IC=0 entraîne VA+VB+VC=0 (3.55)

On peut donc écrire :

CBAACBA VVVVVVV .31.

31.

32.

31.

31

(3.56)

ACBAA VVVVV .31 (3.57)

Et

ACBAA VVVVV 31.

31 (3.58)

Et de même

BACBB VVVVV .31.

31 (3.59)

On obtient finalement :

OCOBOAC

OCOBOAB

OCOBOAA

VVVVVVV

VVVVVVV

VVVVVVV

.2.31

.2.31

.2.31

(3.60)

Si VAO, VBO et VCO sont les tensions d’entrée de l’onduleur (valeur continues), alors

VA, VB et VC sont les tensions de sorties de cet onduleur (valeur alternatives), par

conséquent, L’onduleur de tension peut être modélisé par une matrice [T] assurant le passage

continu - alternatif (DC-AC).

On aura alors :

DCABC VTV .

(3.61)

Avec :

TCBAABC VVVV : Tensions alternatifs équilibrées.

TCOBOAODC VVVV : Tension continues.

0

1exlusifouSi i=1, 2,3 (commutation supposée idéales).



56

211121112

.31T (3.62)

III.4.2.4 Simulation

0 0.005 0.01 0.015 0.02 0.025 0.03 0.035 0.04-500

0

500

temp(s)

Uan

,Ian

IchUch

Figure 3.23 : La Tension d’une phase et Courant d’une phase



57

III.5 Conclusion

Dans ce chapitre on a étude la modélisation d’une éolienne (turbine, générateur,

convertisseur).

Et la modélisation de turbine il compose trois parties (turbine éolienne, multiplicateur,

l’arbre) et la turbine éolienne se compose de trois pales orientables, et le multiplicateur

adapte la vitesse de la turbine éolienne à celle du générateur électrique, et l’arbre c’est

liaison entre la partie mécanique et la partie électrique ou bien la liaison entre la turbine et

le générateur

Et la modélisation du générateur c’est une génératrice asynchrone double alimentation

et on a modélisé le modèle de Park, et le modèle de GADA lies au champ.

Et les convertisseurs se compose deux parties (redresseur, onduleur).et le redresseur

c’est une convertir le courant alternatif a courant continu, et l’onduleur c’est une convertir le

courant continu a courant alternatif.

CHAPITRE IV :

Simulation du fonctionnementet de la commande d’une

turbine éolienne

Chapitre IV Simulation du fonctionnement et de la commande d’une turbine éolienne


58

IV.1 IntroductionDans ce chapitre comporte deux parties la première partie consiste à étudie les

différentes structures d’un système éolienne, puis on choisit une structure pour la

simulation et le teste. Est la structure que choisit c’est la structure a doublé alimentation

le stator connecté directe aux réseaux et le rotor connecté au convertisseur. Et la commande de

turbine c’est la dernière partie.

IV.2 Les différentes structures des systèmes éoliennesDans cette partie on étude les différentes configurations d’un système éolienne à

vitesse fixe et à vitesse variable.

IV.2.1 Les différentes structures des systèmes à vitesse fixeLa structure de système à vitesse fixe est basée sur la machine asynchrone à cage.

Dans ce cas le stator connecté directement au réseau électrique. Et la puissance conversion

100% à la puissance nominale.

Figure 4.1: Système à vitesse fixe.

Les avantages et les inconvénients de cette structure montré dans le tableau suivant :

G1 MAS

Turbine

Multiplicateurde vitesse

Réseau



59

Avantages. Inconvénients.

Utilisation d’une machine standard,

robuste et pas chère.

Pas de gestion de la puissance extraite.

Au qu’une interface d’électronique de

puissance.

Maintenance de la boite de vitesse.

Système de contrôle très simple. Magnétisation de la machine non gérée.

Fonctionnement à une plage de vitesse de

vent très étroite, donc une production

d’énergie très perturbée.

Tableau 4.1 : Avantages et Inconvénients de système à vitesse fixe

IV.2.2 Les différentes structures des systèmes à vitesse variableIl existe plusieurs structures possibles que nous pouvons classés suivant la gamme de

variation de la vitesse de rotation de la machine électrique utilisée.

IV.2.2.1. Vitesse variable par dissipation de la puissance rotoriqueCette structure utilise une machine asynchrone à rotor bobiné dans ce cas le stator est

connecté directement au réseau électrique et le rotor connecté à un redresseur alimentant une

charge. Et la variation de vitesse de l’ordre de 10% au-delà de la vitesse de synchronisme

Figure 4.2: Système à vitesse variable par dissipation de la puissance rotorique.


G1

MAS

AC

DCTurbine


Réseau

Redresseur



60

Avantages Inconvénients

Vitesse variable à environ 10% de la

vitesse du synchronisme, mais reste encore

une faible variation.

Puissance extraite non optimisée.

Système de contrôle simple. Maintenance de la boite de vitesse et des

contacts glissant au rotor de la machine.

Électronique de puissance faiblement

dimensionnée.

Magnétisation de la machine non gérée.

Tableau 4.2: Avantages et Inconvénients de système à vitesse variable par dissipation de

la puissance rotorique.

IV.2.2.2 Vitesse variable par double alimentation stator - rotorCette structure est différente par rapport à la première structure, utilise une machine

asynchrone a rotor bobine et le stator connecté directement au réseau électrique et le rotor

connecté le convertisseur alimentant le réseau électrique. Et l’électronique de puissance

dimensionnée à seulement 30% de sa puissance nominale.

Figure 4.3: Système à vitesse variable par double alimentation.


G1

MAS

AC

DC

DC

AC


Turbine

Réseau

Redresseur Onduleur



61

Avantages Inconvénients

Vitesse variable à environ ±30% de la

vitesse du synchronisme.

Maintenance de la boite de vitesse et des

contacts glissants.

Puissance extraite optimisée. Système de contrôle très complexe.

Électronique de puissance dimensionnée à

seulement 30% de PN.

Coût d’électronique de puissance relatif.

Connexion au réseau plus facile à gérer.

Tableau 4.3: Avantages et Inconvénients de système à vitesse variable double

alimentation stator - rotor

IV.2.2.3 Vitesse variable par pilotage du statorIl y’a deux structures possibles suivant le type de la machine (Machine asynchrone,

Machine synchrone. et dans les deux structures le stator connecte le convertisseur

alimentant le réseau électrique. Et d’électronique de puissance, dimensionnée au moins à

100% de la puissance nominale de la machine. La structure avec machine synchrone est la

plus utilisée car la mise en œuvre des machines spécifiques multipolaires permet de

supprimer ou de réduire le multiplicateur de vitesse.

G1

MASAC

DC

DC

AC

Réseau

OnduleurRedresseurMultiplicateur

de vitesse

Turbine

a



62

a

Figure 4.4: Variation de la vitesse de 0 à 100% de la vitesse nominale.

a) structure à base d’une machine asynchrone.

b) structure à base d’une machine synchrone.

Et les avantages et les inconvénients de cette structure montré dans le tableau suivant :

Avantages. Inconvénients.

Vitesse variable sur toute la plage de

vitesse.

Machine spécifique à plusieurs paires de

pôles donc très encombrée et de grand

diamètre.

Puissance extraite optimisée. Électronique de puissance dimensionnée à

au moins 100% PN donc plus chère.

Connexion au réseau plus facile à gérer. Coût de la machine élevé surtout dans le

cas d’une machine synchrone à aimant.

Absence du multiplicateur de vitesse (pour

les machines synchrones a grand nombre

de pôles).

Tableau 4.4: Avantages et Inconvénients de système à vitesse variable par pilotage du

stator

MSAC

DC

DC

AC

Turbine

Redresseur Onduleur

Réseaub



63

IV.2.3 Schéma bloc d’une chaine éolienne

RL

C

C

Discrete,Ts = 5e-005 s.

pow ergui

v+ -

V4v+ -

v+ -

V2v+ -

oumega

Turbine

A

B

C

a

b

c

Transformateur

t

To Workspace1

A

B

C

a

b

c

Réseau

w m

A

B

C

a

b

c

MAD

Les couants de transformateuret de chargeLes Tensions de Redresseus Les Tensions d'Onduleur

A

B

C

A

B

C

L

i+ -

i+ -

Clock

a

b

c

A

B

C

ChargeRL

v ent

Vent

v ar

v br

v cr

Vcc

Vdc

Redresseur à doide

Vtra

Vtrb

Vtrc

Vdc1

Vdc

Onduleur

Figure 4.5 : Chaine éolienne on Simulink

IV.2.4 Simulation

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 20

500

1000

1500

2000

temp(s)

tens

ions

redr

esse

(v) apre

avant

-a-

1.02 1.04 1.06 1.08 1.1 1.120

500

1000

1500

temp (s)

Tens

ions

redr

esse

(V)

apreavant

-b-

Figure 4.6: Les tensions redressent

a- Tensions redresse avant et âpres le filtrage.b - Zoome des tensions.



64

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-2000

-1000

0

1000

2000

temp(s)

tens

ions

ond

uleu

r(V

)

apreavant

-a-

0.96 0.98 1 1.02 1.04 1.06 1.08 1.1

-1000

0

1000

temp(s)

tens

ions

ond

uleu

r(V

)

apreavant

b-

Figure 4.7: Les tensions d’onduleur

a- Tensions d’onduleur avant et âpres le filtrage.b - Zoome des tensions.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2-400

-200

0

200

400

temp(s)

Cou

rant

s(A

)

Itar

I ch

-a-

0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1-400

-200

0

200

temp(s)

Cou

rant

s(A

)

Itar

I ch

-b-

Figure 4.8: Les courants de transformateur et de charge

a – Les courantsb - Zoome les courants.



65

IV.3 Commande d’une turbine éolienneDans cette partie, nous commençons par trois stratégies de commande différentes

seront abordées pour chaque zone il y a deux type de commande de fonctionnement de

l’éolienne.

IV.3.1 Objectifs de la commandeLa minimisation du coût d’énergie implique une série d'objectifs étroitement liés et

parfois en conflit. Par conséquent, ils ne devraient pas être poursuivis séparément. La

question est de trouver un compromis bien équilibré entre eux. Ces objectifs peuvent être

arrangés de la matière suivante:

Capture de l’énergie : Maximisation de la capture d'énergie en tenant compte des

restrictions d'exploitation sûre telles que la puissance nominale et la vitesse

nominale.

Charges mécaniques : protection du système éolien des charges mécaniques

excessives.

Qualité de l’énergie : production de l’énergie conformément aux normes

d'interconnexion.

IV.3.2 Caractéristique de puissanceLes objectifs de commande que nous venons de citer permet de tracer la caractéristique

que la turbine doit suivre pour rependre aux exigences de la commande. Cette caractéristique

est représentée sur la figure ci-dessous



66

Figure 4.9 : Caractéristique idéale de puissance d'une éolienne à vitesse variable.

Cette caractéristique, idéale, montre trois zones différentes avec des objectifs de

commande distinctifs.

Zone I : La vitesse du vent dans cette zone est très faibles et la puissance disponible est

inférieure à la puissance nominale de la turbine éolienne.

L’objectif dans cette zone est d’extraire à la maximum de puissance du vent .dans ce

cas on applique la technique MPPT « technique d’extraction de maximum de puissance ».

Zone II « zone de charge nominale » : C’est une zone de transition entre la charge

partielle et la zone de charge. Dans cette zone la vitesse du vent est nominale et la vitesse de

rotation est constante.

Zone III : Dans cette zone la vitesse du vent fort.

L’objectif est limiter la puissance produite à la valeur de puissance nominale de

l’éolienne pour éviter la surcharge. Cela se fait par action sur l’angle de calage des pales.

Power KW

NP

smv /

I IIIII

minv NN vv maxv



67

IV.3.3 Commande d’une turbineIV.3.3.1 Commande dans la zone I

L’objectif de cette commande en cherche à extraire le maximum de puissance du vent,

et dans cette commande on a varié la vitesse de rotation de l’éolienne et le coefficient de

vitesse réduite égale la valeur optimale opt pur l’angle de calage est fixe. Le

coefficient de puissance de l’éolienne est alors égal à sa valeur maximale maxpC .dans cette

zone, on utilise la technique MPPT pour l’optimisation de puissance.

Il y à deux type de commande

Commande indirecte (sans asservissement)

Commande directe (avec asservissement)

IV.3.3.1.1 Commande indirecte (sans asservissement)Dans cette commande la vitesse du vent varie très peu en régime permanent .et le

couple d’accélération de la turbine est nul .dans ce cas l’équation (3.12) on peut écrire :

0 emmecgTgT CCfdtdJ (4.1)

Et l’effet du couple dû aux frottements visqueux et néglige 0 gTf par rapport le couple

mécanique mecC , et l’équation (4.1) on peut alors écrire :

emmec CC (4.2)

La Figure 4.10 présente le principe du contrôle MPPT de la turbine éolienne sans

asservissement de la vitesse de rotation.



68

Figure 4.10: Contrôle MPPT sans asservissement de la vitesse de rotation.

La vitesse de rotation de la turbine estime, notée estT , est obtenue à partir de la mesure de

la vitesse de rotation :

Gg

estT

(4.3)

La vitesse du vent estime, est obtenue à partir de l’estimation de la vitesse rotation de la

turbine :

Rv estT

est. (4.4)

Le couple de la turbine éolienne estime, est obtenue à partir des estimations de la vitesse du

vent et de la vitesse de rotation de la turbine. Il peut s’exprimer par :

estestT

pestT vSCC

12 (4.5)

Le couple électromagnétique de référence est alors obtenu à partir de l’estimation du couple

de la turbine éolienne :

GCC estT

refem

(4.6)

Modèle De laTurbine

emC

(4.3)(4.4)

(4.5) (4.6)

Modèle

Commande

v

g



69

Afin d’extraire le maximum de puissance, il faut fixer la vitesse relative à sa valeur optimale

opt afin d’obtenir le coefficient de puissance maximum maxpC . Le couple électromagnétique

de référence s’exprime donc par:2grefem KC (5.7)

Où K est une constante définie par :

3

5max

2 opt

p

GRC

K

(5.8)

IV.3.3.1.2 Commande directe (avec asservissement)Dans cette commande on réglé le couple électromagnétique sur l’arbre de générateur

pour cella fixer la vitesse de rotation de générateur à une vitesse de référence.

Pour réaliser ceci, la commande de la vitesse de rotation de générateur doit être effectuée,

comme le montre la Figure 4.11.

Figure 4.11: Contrôle MPPT avec asservissement de la vitesse de rotation.

Le couple électromagnétique de référence refemC permettant d’obtenir une vitesse de

rotation g égale à sa valeur de référence refmecC est obtenu en sortie du régulateur de


v

(4.10) PI

emC

Commande

Modèle

(4.9)

g



70

vitesse (“PI” sur la Figure 4.11). Ce régulateur, de type Proportionnel Intégral (PI), permet

ainsi d’asservir la vitesse de rotation et d’atténuer l’effet du couple mécanique

mecC considéré comme une perturbation.

Pour un point de fonctionnement donné (vitesse du vent fixe), on souhaite que la

puissance mécanique soit maximale, ce qui correspond à la valeur maximale du

coefficient pC . Celle-ci est obtenue si la vitesse relative λ est égale à sa valeur optimale opt

(pour constant et égal à 0°), comme le montre la Figure 4.12.

0 2 4 6 8 10 12 140

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

lameda

Cp

betta=0 deg

Figure 4.12: Coefficient de puissance pC en fonction de pour 00 .

La vitesse de rotation de référence de la turbine refT est obtenue à partir de

l’équation (3.3) et est définie par :

Rvopt

refT

(4.9)

Nous en déduisons la référence de vitesse de rotation de la générateur en prenant en

compte le gain du multiplicateur par :

refTrefg G (4.10)

L’utilisation d’un unique anémomètre sur l’éolienne conduit à utiliser une mesure

locale de la vitesse du vent qui n’est pas représentative de la valeur moyenne de la vitesse du

vent apparaissant sur les pales. Ainsi, une mesure erronée de la vitesse du vent conduit à une

dégradation de la puissance extraite. Pour cette raison, la plupart des turbines éoliennes

installées sont contrôlées sans asservissement de la vitesse de rotation.

IV.3.3.2 Commande dans la zone IIDans cette zone la vitesse du vent augmente à certain niveau, la vitesse de rotation de

la turbine à sa valeur maximale et doit être limitée pour protéger les éléments mécaniques.

Cette limitation est mise en œuvre en saturant la vitesse de référence refg dans la

maxpC

opt



71

commande directe de vitesse et en augmentant le couple de référence, pour maintenir une

vitesse de rotation constante, dans le cas de la commande indirecte de vitesse. L’optimisation

de la conversion énergétique n’est plus alors le critère principal.

IV.3.3.2. 1 Commande indirecte de vitesse

L’équation (3.12) donne le couple optimale à imposer à la génératrice, comme

l’optimisation de la puissance n’est pas l’objectif dans cette zone, le coefficient de puissance,

donc la vitesse spécifique , n’est plus égale à sa valeur optimale. L’important dans cette

zone de fonctionnement est de régler à une valeur qui donne une vitesse de rotation

constante égale à la vitesse nominale nomT .On écrit alors :

vR nomT

nom (4.11)

Ainsi, on obtient la nouvelle expression du couple à imposer à la génératrice.

nom

nomprefmec

CvR

GC

23

21

(4.12)

ggfor fC (4.13)

forrefmecem CCC (4.14)

Ce nouveau couple est proportionnel au carré de la vitesse du vent. On doit

Obtenir une vitesse de rotation constante en imposant ce couple à la génératrice électrique.



72

Figure 4.13: Commande indirecte de la vitesse (zone II).

IV.3.3.2. 2 Commande directe de vitesse

Dans cette commande on a saturé la référence de la vitesse à une valeur égale à la

vitesse maximale de l’éolienne. Le régulateur va donc imposer un couple plus important à la

génératrice pour assurer une vitesse de rotation constante de l’ensemble turbine machine

électrique, la structure de commande est montrée sur la figure ci-dessous.

RvGrefg

(4.15)

ModèleDe la

Turbine

(4.12)

(4.13)Commande

Modèle

emC

gv



73

Figure 4.14 : Commande directe de la vitesse (zone II).

IV.3.3.3 Commande dans la zone III

Les vitesses du vent importantes (en général > 12m/s) dans cette commande, et la but

dans cette zone est limité et de maintenir la production de puissance active à sa valeur

nominale nomP afin de préserver l’ensemble des éléments de l’éolienne dimensionnés autour

de cette puissance. Une action sur l’angle de calage des pales permet de dégrader le

coefficient de puissance donc de limiter la puissance convertie.

Et la Figure 4.15 représente la simplification de la structure de commande, la fonction de

transfert entre ref et P (puissance électrique produite) a été approchée par un système du

1er ordre. Cette approche conduite à contrôler la puissance électrique P par un régulateur PI

en boucle fermé.


(4.15) PI

Modèle

Commande

emC

vg



74

Figure 4.15: Schémas bloc de la commande de l’angle de calage des pales.

IV.3.4 SimulationIV.3.4.1 La zone I

0 20 40 60 80 100 1200

20

40

60

80

100

temp

vite

sse

de M

AS

-a-

0 20 40 60 80 100 1200

20

40

60

80

100

temp

vite

sse

de M

AS

-b-

Figure 4. 16: La vitesse sur l’arbre du générateur

a- Commande directe

b- Commande indirecte

PI P

Limitation

De' à

10%1

1s s

1

mesP

nomP ref'



75

0 20 40 60 80 100 1200

1

2

3

4

temp

vite

sse

de tu

rbin

e

-a-

0 20 40 60 80 100 1200

1

2

3

4

temp

vite

sse

de tu

rbin

e

-b-

Figure 4. 17: La vitesse de la turbine

a-Commande directe

b-Commande indirecte

IV.3.4.2 La zone II.

0 20 40 60 80 100 1200

100

200

300

400

temp

vite

sse

de M

AS

a



76

0 20 40 60 80 100 1200

100

200

300

400

temp

vite

sse

de M

AS

b

Figure 4.18: La vitesse sur l’arbre du générateur

a- Commande directe

b- Commande indirecte

0 20 40 60 80 100 1200

5

10

15

temp

vite

sse

de tu

rbin

e

-a-

0 20 40 60 80 100 1200

5

10

15

temp

vite

sse

de tu

rbin

e

-b-


a-Commande directe

b-Commande indirecte



77

IV.3.4.3 La zone III.

0 20 40 60 80 100 1200

200

400

600

800

temp

vite

sse

deM

AS

Figure 4. 20: La vitesse sur l’arbre du générateur

0 20 40 60 80 100 1200

5

10

15

20

25

temp

vite

sse

de tu

rbin

e

Figure 4. 21: La vitesse de turbine

0 20 40 60 80 100 120-0.05

0

0.05

0.1

0.15

temp

betta

regu

ler

Figure 4. 22:Variation de l’angle de calage



78

IV.4 ConclusionIl y a deux types de systèmes éoliens. Système à vitesse fixe base sur la machine

asynchrone à cage. Et le contrôle de système simple. Et système à vitesse variable existe

plusieurs structures. Par exemple vitesse variable par dissipation de la puissance rotorique

et base sur la machine asynchrone a rotor bobine dans ce cas la vitesse variable à environ

10% de la vitesse du synchronisme, par double alimentation stator - rotor base sur la

machine asynchrone a rotor bobine dans ce cas la vitesse variable à environ ±30% de la

vitesse du synchronisme. Par pilotage du stator base sur la machine asynchrone a rotor

bobine ou la machine synchrone dans ce cas la vitesse variable sur toute la plage de vitesse.

Pour la commande de la turbine Il existe trois zones de commandes : dans la zone I et

faibles vitesses du vent, et la puissance disponible est inférieure à la puissance nominale de

la turbine. Et L’objectif dans cette zone est d’extraire le maximum de puissance du vent. Et

la Zone II c’est un zone de transition entre la zone de charge partielle (zone I) et la zone de

charge nominale (zone II). Et la vitesse de rotation est maintenue constante pour des raisons

mécaniques (contraintes des pales) et acoustiques (bruits générés). Et la zone (III) et la

vitesse du vent fort, l’objectif dans cette zone est de limité la puissance produite à une valeur

égale à la puissance nominale de l’éolienne pour éviter les surcharges. Cela se fait par action

sur l’angle de calage des pales.




Le présent travail nous a permis de faire contribution à la modélisation et la commande

d’une turbine éolienne. L’objectif de notre travail était de faire une modélisation des

différents composants du système éolien pour ensuite utiliser ces modèles pour élaborer un

système de commande.

Le premier chapitre rappelle l’introduction aux systèmes éoliens.

Dans le deuxième chapitre rappelle Modèle aérodynamique de la turbine éolienne à

axe horizontal.

Dans le troisième chapitre rappelle la modélisation d’une éolienne « la turbine,

générateur double alimentation, et convertisseur (Redresseur, Onduleur) » .Les

résultats de simulation de ce modèle sous Matlab/Simulink.

Le dernier chapitre, on étude la simulation du fonctionnement et de commande d’une

turbine éolienne.

Comme perspectives pour ce présent travail, nous envisageons :

Commande Plusieurs turbines connecte le réseau.

Redresseur MLI

Régulation de courant

Optimisation des paramètres d’une chaine éolienne.

Annexe


ANNEXE

1. Paramètres de la turbine éolienne

Paramètres Valeurs

Puissance nominale nP 300 kWRayon d’une pale pR 14 m

Inertie TJ 5 kg.m2

Frottement visqueux Tf 7 .10-3

Gain du multiplicateur de vitesse G 28

Coefficient de puissance maximal maxpC 0.48

Vitesse relative optimale opt 8.1

Vitesse du vent nominale nvV 12 m/s

Vitesse du vent de démarrage minvV 3 m/s

Vitesse du vent de l’arrêt maxvV 25 m/s

2. Paramètres de la MADA

Paramètres Valeurs

Puissance nominale nP 300 kW

Tension nominale nV 400/690 V

Résistance statorique sR 0.0063

Résistance rotorique rR 0.0045

Inductance statorique sL 0.0118 H

Inductance rotorique rL 0.0116 H

Inductance magnétisante srL 0.0115 H

Nombre de paires de pôles p 2


Bibliographies


Bibliographies

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Scientific American sur l'invention de Brush (1890).

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Toulouse avril 2005.

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contribution à la détermination du profil vertical de la vitesse du vent en Algérie » ,Thèse de

doctorat, L’université Abou Bekr Belkaid de Tlemcen 2006.

[4] Khaled FERKOUS , «Etude d’une chaine de conversion d’énergie éolienne ». Mémoire

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[5] Erich Hair , « Wind Turbines : Fundamendales, Technologies , Application

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[6] J.F. Manwell, J.G. McGowan and A.L. Rogers, « Wind Energy Explained : Theory

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[7] Bernard MULTON1, Olivier GERGAUD1, Hamid BEN AHMED1, Xavier ROBOAM2,

Stéphan ASTIER2, Brayima DAKYO3, Cristian NICHITA3 1LÉSiR , «Etat de l’art dans les

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Cachan Campus de Ker Lann 35170 BRUZ 2LEEI ENSEIIHT Toulouse, 3GREAH

Université du Havre.

[8] Vincent COURTECUISSE, «Supervision d’une centrale multi sources à base

d’éoliennes et de stockage d’énergie connectée au réseau électrique », Thèse de doctorat,

L’École Nationale Supérieure d'Arts et Métiers 2008.


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autonome hybride éolien –diesel », Mémoire de Magister, École de Technologie Supérieure

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