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Quelle est la formule de l’énergie électrique ?

Quelle est la formule de l’énergie électrique ?

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Énergie instantanée

Une éolienne est une machine qui, par définition, convertit l’énergie éolienne en énergie mécanique. Pour commencer, il est nécessaire de quantifier la source d’énergie disponible, c’est-à-dire l’énergie éolienne. Si le vent a une certaine vitesse « V » à un moment donné et traverse une certaine surface de « A », la puissance éolienne instantanée est donnée par la dépendance suivante :

Pvent = 1/2 Rho*A*V3,

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où « rho » est une densité d’air qui est d’environ 1,2 kg/m³ à 20 °C, au niveau de la mer.

Néanmoins, cette relation met clairement l’accent sur :

  • que la puissance éolienne disponible à un moment donné dépend du cube de vitesse du vent. En fin de compte, si vous avez le vent 2x plus rapide, vous avez 8 x plus de puissance. Nous comprenons donc la valeur de placer des éoliennes dans endroits venteux. Par conséquent, ce n’est pas le caprice d’une technique puriste, nous voyons que le potentiel énergétique dépend en grande partie de la vitesse du vent. C’est une condition nécessaire, pas une option.
  • que la puissance disponible dépend directement de la surface traversée par le vent. Si elle est considérée comme équivalente à la surface balayée par un rotor d’éolienne, la puissance éolienne instantanée (évaluée d’après le rapport ci-dessus) représente la puissance maximale disponible qu’une éolienne peut convertir. On sait que la surface tirée par une éolienne dépend du rayon du rotor (π*R²). En conséquence, la puissance disponible dépend du carré du rayon de l’éolienne. En résumé, si vous avez un rotor 2 x plus long, vous avez 4 x plus de puissance.

Graphique montrant le rapport entre le diamètre du rotor et la puissance maximale de l’éolienne : Fait de feuilles données des 62 derniers modèles d’éoliennes

  • que la densité de l’air a un effet sur la puissance disponible. On sait que la densité de l’air dépend de la température, de l’humidité et de la pression atmosphérique. En fonction de ces paramètres, on peut obtenir des fluctuations de densité de 20% et donc de l’énergie éolienne instantanée. Ainsi, au niveau de la mer, à une température de — 10 °C, un mètre cube d’air pèse 1 341 kg, alors qu’à 30 °C il ne pèse que 1 164 kg d’air.

Énergie éolienne

Connaître la puissance éclair du vent est une chose, mais ce qui nous intéresse, c’est son énergie. Il y a donc une notion de temps qui devra intervenir quelque part. Afin de connaître l’énergie du vent pendant la période, il est nécessaire d’intégrer sa puissance dans la même période. Connaître la vitesse moyenne du vent ne suffit pas, un changement de vitesse dans la période considérée et une somme des primes est nécessaire.

Prenez une période de 24h et comparez trois jours venteux avec un vent moyen de 6m/s pour chaque profil de distribution mais différent :

Si les vitesses moyennes sont les mêmes, le profil de distribution est très différent entre les trois jours. Des calculs simples nous permettent d’observer que la quantité d’énergie que le vent fournira sur 24 heures par m² pour chaque profil est radicalement différente.

  • Jour 1:24 x 6 ³ x 1 x 1,2 = 6220 Wh = 6,22 kWh
  • Jour 2:12 x 12 ³ x 1 x 1,2 = 24 880 Wh = 24,88 kWh
  • Jour 3:6 x 24 ³ x 1 x 1,2 = 99,530 Wh = 99,53 kWh ! !

Nous voyons donc clairement que nous ne pouvons pas établir la moyenne des vitesses du vent et que la distribution du vent est déterminante dans le calcul de l’énergie éolienne sur une période et une zone donnée.

Nb : avec les éoliennes actuelles atteignant une puissance maximale d’environ 10-15 m/s, les vents plus forts ne seront pas pleinement utilisés : l’éolienne sera inhibée pour la préserver intégrité.

Clarification avec une certaine formule

Supposons que les mesures du vent soient disponibles à intervalles réguliers pour une période de plus ou moins année. L’intervalle entre chaque mesure est de « dt » secondes, et le nombre d’échantillons est mesuré en « N ». La durée de la période d’observation, « T », est donc et dt. Nous obtenons un échantillon de différentes vitesses, de U1 à ONE. Par conséquent, il est possible d’estimer simplement la vitesse moyenne du vent, Um, pendant cette période de mesure :

Um = (1/N) * (U1 U2 … UN-1 UN)

Pour obtenir de l’énergie, il est nécessaire de résumer les contributions de divers moyens. Si l’énergie éolienne associée à la mesure de la vitesse de l’interface utilisateur est

Pi = 1/2* Rho** (Ui) 3

L’ énergie éolienne, Ev, en vaut la peine : Ev = (P1 P2 … PN-1 PN) *dt. En fait, il est nécessaire en apprenant l’évolution de la vitesse du vent tout au long de la période d’étude. Si seulement nous connaissions la vitesse moyenne du vent, il ne suffirait pas de déterminer l’énergie, Ev. En effet, l’énergie éolienne ne peut pas être calculée au moyen de la vitesse moyenne (comme suit) :

Ev n’est pas égal à 1/2*Rho*A* (Um) 3*T

Cette différence sera chiffrée dans la section suivante et est loin d’être négligeable.

Distribution du vent : approche statistique

Dans la section précédente, nous avons intégré différents pouvoirs pour obtenir de l’énergie éolienne pendant la période considérée. Il existe une autre façon de procéder, qui a également l’avantage de synthétiser les propriétés du vent pendant la période considérée. C’est une fonction de distribution du vent qui sera nommée ici p (V).

Imaginons que nous sommes intéressés par les vitesses prises par le vent. Ils diffèrent entre la valeur zéro et la valeur maximale vitesse rencontrée. Ce compartiment est découpé en différentes petites plages de vitesse de dV largeur. Le produit p (V) *dV donne la probabilité que la vitesse du vent ait une valeur de V pendant la période d’observation (appelée « T »). Cette valeur oscille entre « 0 » et « 1″. La valeur est zéro lorsque le vent n’atteint jamais cette vitesse, et la valeur « 1″ lorsque le vent est toujours à la vitesse V, ce qui dans la pratique n’arrive jamais. Par exemple, si la probabilité p (V) *dV que la vitesse est égale à V est de 0,5, cela signifie simplement que la vitesse V est atteinte à la moitié du temps d’observation. Cela peut sembler assez abstrait, mais il est difficile de manquer ce concept si nous voulons introduire des approches statistiques pour évaluer l’énergie éolienne.

Lorsque cette fonction est connue, la part de la vitesse V dans l’énergie éolienne peut être déterminée comme suit :

Ev (V) = 1/2* Rho*A*V3* (p (V) *DV*T)

Nous obtenons ensuite l’énergie éolienne en additionnant les différentes gammes de vitesses rencontrées. En d’autres termes, chaque plage de vitesse se présente avec une certaine fréquence pendant la période d’essai, « T », et correspond à une certaine contribution à l’énergie totale. Pour obtenir l’énergie éolienne, tenez compte de toutes les gammes de vitesses rencontrées et de leur contribution.

Comment obtenez-vous cette fonctionnalité de distribution ? La méthode la plus cohérente consiste à utiliser des valeurs de vitesse mesurées et à examiner la fréquence des vitesses différentes. C’est la situation parfaite.

Toutefois, ces mesures peuvent ne pas être disponibles ou au moins des mesures lacunaires qui n’établissent pas correctement une fonction de répartition. Par exemple, le potentiel éolien peut varier d’une année à l’autre, il faut donc plusieurs années pour déterminer le comportement moyen. La littérature occupe souvent 10 ans de mesure. Il est donc entendu qu’une évaluation potentielle sur une période aussi longue n’est pas toujours possible. Dans ce cas, on peut faire une hypothèse sur la façon dont les vitesses sont rencontrées au fil du temps. Dans l’énergie éolienne, la fonction la plus courante est la fonction de distribution de Weibull.

Exemples de distributions de Weibull pour différents ensembles de paramètres.

La fonction Weibull est représentée dans le graphique ci-dessus. Il n’a que deux paramètres : facteur de forme, k, et facteur d’échelle, c. Qu’est-ce que cela signifie ? C’est-à-dire que nous savons à quelle fréquence différentes vitesses du vent, V, se produisent pendant la période d’observation seulement si la valeur de deux coefficients peut être définie. Le but du jeu est d’établir ces deux coefficients à partir des données disponibles sur cassette. En d’autres termes, on ne peut reproduire l’histoire d’intérêt pour le vent au cours de la période étudiée que si deux paramètres peuvent être établis Weibull : basé spécifiquement sur la vitesse moyenne du vent et la variance. La qualité de cette méthode est correcte si, en fait, la distribution du vent sur le site étudié tend à suivre la distribution de Weibull. Cela devient une question de spécialiste. Le lecteur est invité à se familiariser avec des œuvres plus approfondies si ce sujet l’intéresse. Notez que nous entendons également parler de la fonction de distribution Rayleigh, qui est plus simple car elle n’a qu’un seul paramètre (c’est un cas particulier de la fonction Weibull).

À titre d’exemple, commentons la figure ci-dessus représentant 5 ensembles de paramètres différents pour la fonction de distribution de Weibull. Par exemple, nous voyons une courbe « rouge » représentant des vents avec une vitesse moyenne proche de 4,25 et qui oscille largement autour de cette valeur. La courbe « noire » représente des vents de vitesse moyenne plus faible (près de 3,5) et ont beaucoup moins de variabilité (près de 3 m/s) et ont des différences beaucoup plus petites autour de cette moyenne.

En résumé, les fonctions de distribution du vent peuvent avoir deux utilisations. D’une part, ils permettent de synthétiser les propriétés du vent intéressant par rapport à la production d’énergie et, d’autre part, si des fonctions prédéfinies telles que la fonction Weibull sont utilisées, elles permettent d’évaluer l’énergie éolienne si seulement des données cashonaires sur son évolution dans un lieu donné. Dans ce dernier cas, nous devons nous rendre compte que la qualité de cette méthode est inférieure à la campagne de mesure en une décennie. Au mieux, les résultats auront la même valeur.

Pourquoi ne pas évaluer directement l’énergie en utilisant la vitesse moyenne ? Ce n’est pas la même chose !

L’ énergie éolienne instantanée est obtenue en prenant un cube de vitesse. L’énergie est obtenue pendant la période de mesure en intégrant ces pouvoirs. Mathématiquement parlant, il est différent d’activer la vitesse sur la période, puis sur le cube. En d’autres termes, l’ordre d’exécution des opérations d’intégration et de puissance 3 est important : d’abord, nous mettons la vitesse instantanée au cube, puis additionnons les différentes contributions au cours de la période analysée.

Est-ce une grosse erreur si nous jugeons l’énergie éolienne en utilisant la vitesse moyenne ? Oui ! En fonction des cas rencontrés, 100 % ou plus peuvent être facilement ignorés.

Vous pouvez essayer de voir ce que cela donne avec la fonctionnalité de distribution de Weibull. Avant d’entrer dans la mise au point de l’objet, on peut d’abord avoir une idée de l’évolution de la vitesse moyenne et de la variance en fonction de l’évolution de deux paramètres de la fonction Weibull, le paramètre de forme, k, et le paramètre d’échelle, c.

Vous pouvez voir que la vitesse moyenne vent dépend fondamentalement du facteur d’échelle, c. La variance, en attendant, dépend en grande partie des deux facteurs. Enfin, nous présentons maintenant le rapport de l’énergie éolienne calculée à l’aide de la fonction de Weibull et de l’énergie éolienne calculée approximativement par la moyenne de la fonction Weibull. Ce rapport est connu sous le nom de facteur Ke,

Ke = somme (1/2* Rho*a*U³/n)/(1/2* Rho*A*um³) = (1/N Somme (Ui³))/(Um³)

Conclusion, rapport, Ke, pourrait être très important, plus que le facteur de forme k est faible. Il convient de noter que cela dépend uniquement de la valeur de ce facteur k. ci-dessous est un tableau avec des nombres :

KE

k
1.2 3.99
! 2 1.91
3 1.40
5 1.15

Courbe de puissance distinctive et efficacité instantanée

Ainsi, le vent a de l’énergie pendant une période donnée. Cette énergie est convertie par une éolienne en énergie mécanique, et certainement en électricité. Cette transformation peut être divisée en plusieurs étapes :

  1. L’ énergie cinétique du vent est convertie en fonctionnement moteur sur l’axe du rotor. Cette conversion est réalisée avec une certaine efficacité, aérodynamique.
  2. Le fonctionnement du moteur au rotor est transféré à l’axe du générateur avec une certaine efficacité, l’efficacité du couplage mécanique.
  3. Le générateur convertit le fonctionnement du moteur sur son axe en électricité avec un certain rendement électrique.

La performance globale est le produit rendements de ces trois étapes. Il est difficile d’évaluer ces trois rendements de manière simple et donc d’estimer le bénéfice total. Le moyen le plus simple est de mesurer ce qui arrive et sort d’une éolienne pour avoir une idée de la performance globale.

L’ efficacité instantanée totale d’une éolienne pour la vitesse du vent V est définie comme le rapport entre l’électricité chargée par un générateur Pelec et l’énergie éolienne instantanée Pvent :

eta (V) = efficacité instantanée à la vitesse V = Pelec (V) /Pvent (V),

L’ énergie éolienne instantanée a été réglée au début de cette page. Il reste à connaître l’électricité chargée par l’éolienne en fonction de la vitesse V, sachant que les détails des pertes subséquentes à chaque étape de la transformation ne sont pas expliqués. En outre, si la puissance électrique chargée en fonction de la vitesse du vent peut être La puissance électrique annuelle connue d’une éolienne peut être évaluée par des mesures du vent in situ :

Eelec = (Pelec (V) 1 Pelec (V) 2 … Pelec (V) N) *dt.

La courbe de puissance caractéristique de l’éolienne produit une puissance électrique en fonction de la vitesse du vent. Généralement, ces courbes sont données par les fabricants d’éoliennes. Pour les grandes éoliennes, la courbe caractéristique a été certifiée par le laboratoire et déterminée par des conditions d’essai normalisées. Il y a donc une certaine certitude quant au rendement réel de l’éolienne. La situation est plus critique pour les petites éoliennes produites par des fabricants relativement petits. En effet, ils fournissent généralement la courbe de puissance caractéristique de leur appareil, mais confirment rarement le fonctionnement. Par conséquent, il n’y a aucune certitude quant à la fiabilité des résultats annoncés. Dans chaque si la certification des performances est un élément à garder à l’esprit lors de l’achat d’une éolienne, surtout s’il s’agit d’un concept innovant ou « potentiellement » révolutionnaire (sinon de fumer).

La courbe de puissance caractéristique se compose de trois paramètres principaux (voir figure ci-dessous) :

  • Vitesse minimale de coupe du vent : c’est la vitesse du vent dont l’éolienne commence à tirer de l’énergie utilisable (c’est-à-dire de l’électricité).
  • Vitesse maximale du vent coupée : il s’agit de la vitesse maximale autorisée pour une éolienne. En outre, la résistance mécanique de ces différents composants n’est plus assurée (ou simplement planifiée). Si le vent est plus élevé, l’éolienne est coupée, de préférence automatiquement, afin de maintenir son intégrité.
  • Puissance nominale : Cette valeur est souvent égale à la puissance électrique maximale que vous pouvez extrait de l’éolienne. Il n’a jamais lieu à la vitesse maximale permise du vent. En effet, peu de temps avant que la vitesse d’arrêt ne soit atteinte, des dispositifs de freinage à vitesse rotor sont introduits (dynamiquement ou aérodynamiquement), ce qui peut réduire considérablement les performances du rotor. Éolienne.

En conclusion, nous trouvons généralement des courbes de puissance avec l’apparence suivante.

Forme typique de la courbe de puissance des éoliennes : production électrique finale en kW en fonction de la vitesse instantanée du vent en m/s.

La puissance nominale d’une éolienne ne signifie rien sur son efficacité si le fabricant ne mentionne pas comment la vitesse du vent obtient cette électricité. En effet, il n’est pas possible de déterminer la puissance instantanée du vent et d’établir ainsi sa forme globale immédiate.

Par exemple, FairWind de Wallonie **

Exemple : FairWind F64-40 , basée à Seneffe, vend des éoliennes à essieu vertical dont les courbes de puissance sont disponibles sur son site web. En analysant leur modèle F64-40, voici les courbes résultantes :

Performances de l’éolienne Fairwind F64-40 avec essieu vertical selon les données du fabricant.

On distingue clairement une vitesse minimale de 3 m/s, une vitesse maximale de 20 m/s et une puissance nominale de 40 kW obtenue à 15 m/s.

Données générales FairWind F64-40
Puissance nominale 40 kW
Vitesse nominale du vent 14 m/s
Vitesse minimale du vent (vitesse de coupe) 3 m/s
Vitesse maximale du vent (vitesse d’entaille) 20 m/s
Vitesse de réglage sûre 55 m/s
Diamètre du rotor 8 m
Longueur de lame 8 m
Surface par chemin 64 m²
Hauteur du mât m

Estimation de la production d’électricité

Sur la base des mesures

Sur la base de la mesure du vent réalisée pendant la période T et de la courbe de puissance caractéristique de l’éolienne, la production de l’éolienne électrique, Eelec, pendant cette période peut être évaluée :

Eelec = (Pelec (V) 1 Pelec (V) 2 Pelec (V) 3 … Pelec (V) N) *dt,

où nous faisons une mesure de vitesse chaque seconde « dt », dans notre échantillon nous avons des valeurs de « N » telles que T = S/DT. En bref, on suppose que la vitesse mesurée à un point, Vi, reste constante tout au long de l’intervalle de mesure, dt. Pendant l’intervalle de temps, une éolienne produit Pelec (V) i*dt. En fin de compte, nous faisons des sommes sur tous les points de mesure pour obtenir l’électricité finale.

Sur la base de la répartition statistique

Une autre façon de le faire est de travailler sur la base d’une distribution statistique, dont les paramètres sont connus (basés sur des mesures ou des simulations) :

Eelec (V) = Pelec (V) * (p (V) *DV*T),

où, dans le membre droit, le premier facteur est la puissance électrique produite à la vitesse V, et le second facteur est le temps total pendant lequel la vitesse est égale à V (dans la période de mesure T). L’énergie finale, Eelec, est obtenue en additionnant toutes les vitesses rencontrées.

Certains fabricants utilisent cette méthode pour fournir une production annuelle estimée éolienne électrique. Ils définissent en fait les paramètres de la fonction de distribution, p (V), et regardent ce qui lui donne au niveau de la production. Lorsque vous entendez des estimations de la production électrique, gardez à l’esprit que le fabricant a fait des hypothèses sur la façon dont les vitesses sont rencontrées au fil du temps. En général, le vent sur votre site ne sera pas identique au vent qu’il a pris en considération dans son évaluation. Pour être rigoureux, vous devez vous assurer que le fabricant communique ces paramètres. C’est la seule façon de comparer différents matériaux les uns aux autres en fonction des estimations de la production électrique.

Production moyenne estimée des éoliennes

Il est également possible de connaître la capacité moyenne d’une éolienne pendant la période d’observation, T. D’une part, l’énergie éolienne qui était disponible (source d’énergie), Événement, et, d’autre part, l’électricité produite par l’éolienne, Eelec (calculée ci-dessus). Le rapport de ces deux valeurs donne le rendement moyen :

Performances moyennes totales = Eelec/Événement,

À l’échelle mondiale, nous nous intéressons à ce qui arrive et sort d’une éolienne dans le monde entier. Typiquement, l’efficacité moyenne de 20% pour les petites éoliennes et 35% pour les grands modèles.

Nombre d’heures de travail complètes

La puissance chargée par l’éolienne dépend de la vitesse du vent. Par conséquent, la plupart du temps, l’éolienne ne fonctionne pas à puissance nominale (PN), puisque le vent n’est généralement pas suffisant pour le garantir. C’est l’un des arguments avancés par les critiques des éoliennes. En fait, par rapport aux centrales traditionnelles à combustibles fossiles (typiquement des centrales TGV) ou aux centrales nucléaires qui peuvent fonctionner en permanence à proximité de leur capacité nominale, l’éolienne fonctionnera principalement à une puissance inférieure à PN. En conséquence, pour atteindre la même production annuelle d’énergie, il faut plus de capacité installée dans les éoliennes que les centrales conventionnelles. C’est un argument assez controversé, bien que techniquement très clair. L’objectif n’est pas de résumer ce sujet. On soulève juste l’argument ici.

Une façon de quantifier la production d’une éolienne est de déclarer sa capacité de production annuelle en nombre d’heures fonctionnant à la puissance nominale. En d’autres termes, nous calculons le nombre d’heures qu’une éolienne doit fonctionner à puissance nominale pour charger la même production d’énergie annuelle (avec des vents de vitesses différentes).

Nombre d’heures équivalent à la puissance nominale = tN = EELEC/PN.

Valeur typique pour les grandes éoliennes en Wallonie : Tn = 25% an.

Valeur typique pour les petites énergies éoliennes en Wallonie Tn = 11% an.

En règle générale, la production annuelle d’électricité d’une grande éolienne en Wallonie correspond à 25% du temps à la puissance nominale. Il ne faut pas déduire qu’une éolienne ne tourne que 25% du temps. Non seulement lorsque la vitesse instantanée du vent dépasse la vitesse de coupure du vent, l’éolienne dépose de l’électricité. En fait, les données montrent que l’éolienne fonctionne 80 % du temps (source :

APERE). Néanmoins, il produit à une puissance généralement inférieure à la puissance nominale, cette dernière étant souvent considérée comme une puissance maximale.

Estimation rapide : Analyse rapide

Dans certaines situations, notamment dans une étude de faisabilité, nous voulons être en mesure d’estimer approximativement ce que le site sera en mesure de donner comme production. Vous pouvez simplement compter sur la vitesse moyenne du vent, page :

Production estimée = (rendement moyen total) * (1/2* Rho*A* (Um) 3),

où le rendement moyen est supposé :

  • 22 % pour les petites éoliennes (d’un diamètre inférieur à 35 m) ;
  • 30% pour l’énergie éolienne moyenne (avec un diamètre de 35 à 100 m) ;
  • et 35 % pour une grande énergie éolienne (d’un diamètre > 100 m).

En fait, il y a une tendance à améliorer les performances des modèles d’éoliennes avec les pelles les plus longues (> 30 m) : Schéma réalisé sur la base de 62 fiches techniques des éoliennes récentes.

Nous savons très bien qu’il s’agit d’une estimation limitée parce que l’impact des fluctuations de vitesse autour de la moyenne n’est pas pris en compte. On peut montrer que cette façon d’estimer l’énergie éolienne (le deuxième terme dans le membre droit) peut entraîner de grandes erreurs. Le potentiel éolien est sous-estimée. Toutefois, si un fabricant prétend être en mesure de produire, à une certaine vitesse moyenne, une puissance électrique annuelle supérieure à quatre ou cinq fois l’estimation simplifiée, il peut être clairement indiqué qu’il ne s’agit pas d’une proposition équitable.

Limite de Betz

Un fabricant d’éoliennes doit avoir une courbe de performance caractéristique de son modèle certifié. Cela devrait être fait selon une méthode normalisée, de préférence par un laboratoire indépendant.

En pratique, les modèles de faible puissance n’utilisent pas ce certificat. Le fabricant peut fournir une courbe de puissance, mais il n’y a aucune garantie sur sa fiabilité, au plus nous pouvons compter sur la fiabilité du fabricant.

Comment détecter un produit farfelu ? Malheureusement, il n’y a pas de méthode absolue (sauf pour les tests matériels). Toutefois, certains chiffres fournis par le fabricant peuvent être examinés. C’est le cas dans le général instantané efficacité de l’éolienne spécifiée dans la section précédente.

L’ application des principes de base de la mécanique vous permet de déterminer la quantité maximale d’énergie éolienne qui peut être convertie en énergie mécanique (rotation du rotor). Ce facteur d’efficacité aérodynamique instantané ou de performance (Cp) ne peut pas dépasser 16/27 ou environ 59 %. Par conséquent, l’efficacité instantanée en tenant compte également d’autres pertes (aérodynamique, couplage, conversion électrique, auxiliaire) doit être inférieure à cette valeur

 : Efficacité totale instantanée < 16/27

Cette restriction est mieux connue sous le nom de « frontière Betz » ou « théorie Betz ». Pour parvenir à ces conclusions, il a fallu simplifier les hypothèses. Néanmoins, ces mesures sont tout à fait raisonnables.

Vitesse finale et performance du garde-boue : facteur de vitesse de pointe

Il a été observé que la frontière la conversion de l’énergie éolienne à la puissance mécanique du rotor est théoriquement limitée à 16/27, soit 59 %, par l’approche Betz. Par rapport à ce cas idéal, il y a un certain nombre d’imperfections qui rendent impossible d’atteindre cette limite. En d’autres termes, nous avons un certain nombre de pertes qui réduisent l’efficacité aérodynamique de l’éolienne :

  • Rotation veillée : Le vent avant la réunion de l’éolienne manque de mouvement de rotation clair et constant. De moins, c’est le cas quand il ne rencontre pas d’obstacles majeurs devant une éolienne. À mesure que l’air traverse le rotor de l’éolienne, il émerge à une vitesse de rotation globale dans la direction opposée à la direction du rotor. Cette vitesse de rotation, qui n’existait pas initialement, correspond à une certaine quantité d’énergie cinétique qui ne pouvait être convertie en éolienne. C’est la principale source de pertes.
  • Trace de profil d’aile : Lors du placement l’aile faisant face au vent génère de la force sur cette aile. C’est l’effet attendu. Cette force peut se dégrader partiellement. La force de levage perpendiculaire à la direction du vent au-dessous de l’aile et la partie dite traînée parallèlement à cette vitesse du vent. Dans le cas d’un aéronef, c’est la profondeur qui surmonte la gravité et permet ainsi à l’avion de voler. Freins de piste de l’avion parce que cette force est opposée à la direction de l’avion. Pour permettre à l’avion de maintenir cette vitesse, les moteurs de l’avion fournissent la force nécessaire pour vaincre cette force de résistance. Dans le cas d’une éolienne, nous trouvons la même idée. Néanmoins, la vitesse du vent et la vitesse de rotation des éoliennes doivent être prises en compte. Le problème est un peu plus complexe. Tout cela pris en compte, nous réalisons que ce roulement de l’éolienne pâle exerce une force utile vers rotation de l’éolienne. La résistance pâle, d’autre part, ralentit la progression de ces pâles. Il s’agit de la deuxième source de perte, car une partie de l’énergie éolienne est utilisée pour limiter l’éolienne. Heureusement, l’aile de l’éolienne a été conçue pour fournir la plus faible traînée possible pour une profondeur donnée. Fondamentalement, il s’agit d’une question de spécialistes dans la mesure où il s’agit de travailler sur l’aérodynamique des ailes.
  • Nombre limité de pales : Le nombre de pales dans une éolienne est limité en raison du poids et du prix. Le rendement idéal considéré ci-dessus suppose un très grand nombre de lames. En fait, ce nombre ne sera jamais atteint. Cette restriction est à l’origine de la troisième forme de perte. D’un point de vue physique, ces pertes sont générées par la résistance induite. La traînée induite est plus faible parce que la portance est faible et que le rapport entre l’envergure des ailes et la corde d’aile moyenne est important. Oui. de sorte qu’une aile qui a une grande travée par rapport à la corde aura une résistance plus faible. Cela peut être convaincu en comparant les ailes d’un planeur aux ailes d’un avion traditionnel : les ailes d’un planeur sont beaucoup plus allongées pour limiter la traînée, ce qui est souhaitable parce qu’il n’y a pas de moteur. C’est l’une des raisons pour lesquelles l’éolienne a des ailes allongées.

Analogie entre l’allongement (rapport d’aspect) des ailes de planeur et les pelles d’éoliennes : restriction de traînée.

Ces explications visaient simplement à démontrer que le rendement idéal n’a jamais été atteint, comme cela est dû à diverses pertes. Un facteur qui influe grandement sur ces pertes est le rapport entre la vitesse terminale de la pale (induite par la rotation) et la vitesse du vent, le rapport de vitesse de pointe (TSR) en anglais,

Lambda = rapport de vitesse de dévers (TSR) = U/v = N.2* PI*R/V,

avec,

  • u, la vitesse terminale de la lame, qui peut être évaluée comme un produit
  • vitesse de rotation, n (en Hz),
  • par le rayon de l’éolienne R, multiplié par 2* ft.
  • V est la vitesse du vent en amont.

La théorie confirmée par la pratique montre que les pertes sont minimisées pour un RSV donné. En d’autres termes, pour chaque vitesse du vent, il y a une vitesse de rotation qui maximise l’efficacité aérodynamique de l’éolienne, c’est-à-dire la quantité d’énergie éolienne transférée au rotor. Cela peut être vu sur la figure ci – dessous,

Évolution des performances aérodynamiques instantanées en fonction du rapport entre la vitesse finale de la pale et l’indicateur de vitesse terminale : illustration de différents par rapport aux performances idéales de Betz.

Le graphique peut être compris comme suit :

  1. Au départ, nous disposons d’énergie éolienne instantanée par m², ce qui correspond au niveau de 100% sur le graphique.
  2. La théorie de Betz nous dit que, au mieux, nous pouvons récupérer même 16/27, soit environ 60%.
  3. Si une éolienne tourne plus lentement à une vitesse donnée, nous aurons un moment aérodynamique considérable pour obtenir la même puissance et donc un fort biais fluide à travers les pales. Cela conduit à un plus grand chiffre d’affaires en attente et, par conséquent, à des pertes plus importantes. Vous pouvez le voir clairement dans le tableau sous le nom « perte de sillage ». En résumé, plus l’éolienne tourne rapidement, moins les pertes de rotation sont faibles.
  4. Si l’on considère le profil de la pale de l’éolienne, la force aérodynamique se décompose en force de levage, mais aussi la résistance à laquelle elle s’oppose lui-même vers la rotation de l’éolienne (au moins dans le cas des éoliennes, dont le principe de fonctionnement est basé sur la grue). L’impact négatif sur l’efficacité aérodynamique est d’autant plus important que l’éolienne fonctionne rapidement. Cela peut être vu dans le tableau ci-dessus sous le nom de « profil d’aile de traînée », où les pertes augmentent avec le rapport de vitesse de rotation. Basé sur les deux premiers termes de perte (perte de veille et traînée du profil), à la vitesse relative de l’extrémité de l’aile de la gamme 6 à 8.
  5. Enfin, nous voyons la dernière période de perte déclenchée par un nombre limité de lames. En fait, si nous prenons une courbe par rapport à un nombre donné de lames pointillées (nous considérons ici 1, 2 ou 3 ailes), nous voyons que la courbe globale correspond à la limite de toutes les courbes maximales avec un nombre fixe pâle.

Modifications des performances Aérodynamique en fonction du nombre de lames pour un modèle donné.

En ce qui concerne ce qui précède, qui reflète l’évolution des performances aérodynamiques en fonction du nombre de pales pour un modèle donné, nous voyons que plus le nombre de pales est élevé, plus le rapport de vitesse optimal à l’extrémité de la pale est faible.

De plus, une analyse des performances de 62 derniers modèles d’éoliennes montre qu’il existe une nette tendance vers des éoliennes de meilleure performance avec une vitesse nominale plus faible (10 m/s à 12 m/s).

Cette section peut être complétée par une description des différentes courbes aérodynamiques caractéristiques pour chaque modèle d’éolienne de grande taille. En général, nous voyons que les éoliennes à vérin, c’est-à-dire les éoliennes à axe horizontal ou vertical du type Darrieus, ont une efficacité aérodynamique supérieure à celle des éoliennes basé sur la résistance à la résistance (typiquement le rotor Savonius). L’effet du nombre de lames sur les performances est également présenté. Si la vitesse de rotation diminue, un couple aérodynamique plus important est nécessaire pour la même puissance mécanique. Par conséquent, les éoliennes qui veulent produire des travaux mécaniques, en particulier pour les applications de pompage, ont un nombre important de pales (illustré ci-dessous par une éolienne américaine). Actuellement, les éoliennes de type Darrieus ont un rendement légèrement plus élevé que le tableau ci-dessous.

Évolution typique de la plasticité aérodynamique en fonction du rapport de vitesse de rotation et du modèle d’éolienne.

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