Fonctionnement d’une éolienne

Fonctionnement d’une éolienne

Le fonctionnement d’une éolienne est étroitement lié avec les propriétés du vent. Comme ce dernier est de nature stochastique, les éoliennes sont conçues pour s’adapter à des conditions intermittentes. Il va de soi que la puissance électrique générée est fonction de la vitesse du vent. Puis, chaque éolienne est équipée d’une girouette et d’un anémomètre. La girouette permet à l’éolienne de connaître la direction du vent. Le rotor peut donc être orienté de manière à assurer un rendement optimal. Lorsqu’en opération, les éoliennes vont constamment chercher à s’aligner avec la direction du vent. L’anémomètre ne sert qu’au démarrage et aux arrêts en cas de tempête. Pour les éoliennes modernes, la régulation de la puissance se fait en contrôlant activement le couple du rotor. Pour une puissance en deçà de la puissance nominale, la vitesse de rotation du rotor augmente avec la puissance de l’éolienne.

La vitesse de rotation du rotor atteint sa valeur maximale lorsque la puissance atteint sa valeur nominale. Dans ce régime d’opération, l’angle de calage des pales est ajusté pour contrôler le couple du rotor. La figure 1.1 présente un schéma de l’intérieur d’une éolienne. Le vent entraine la rotation du rotor qui fait tourner l’arbre de rotation à faible vitesse. Cet arbre est lié au multiplicateur ou directeur au générateur dans le cas d’une turbine à entrainement direct. Sinon, entre le multiplicateur et le générateur se trouve l’arbre de rotation à haute vitesse. Le générateur produit un courant à une tension de 400 V. À la base de chacun des éoliennes se trouve un transformateur amenant la tension à celle du réseau collecteur, soit 37,5 kV. Le réseau collecteur achemine l’électricité produite des éoliennes à la sous-station électrique qui relie la centrale au réseau de distribution à une tension de 230 kV.

Défauts typiques des éoliennes

Une analyse de marché (benchmark) effectuée par Wind Energy Update recense entre autres la cause des principaux arrêts des éoliennes (WEU, 2015). Il en ressort qu’une éolienne de 1 à 2 MW en moyenne tombe en panne 5 fois par année et que la durée totale des pannes annuellement est de 10 jours. Une autre analyse, faite par Stenberg et Holttinen (2010) rapporte qu’une durée totale annuelle des pannes un peu plus faible, soit environ 7 jours. De plus, cette durée augmente avec le temps et peu atteindre plus de 40 jours pour des éoliennes qui sont en opération pour plus de 14 ans. Le multiplicateur est le composant le plus critique au niveau du nombre de pannes et de la durée des événements. La durée de vie observée des multiplicateurs est d’environ 7 à 11 ans, malgré qu’ils soient conçus pour ne jamais être remplacée pendant la durée de vie d’une éolienne, soit 20 ans. En 2008, une étude de Tavner et al. (2008) rapporte une durée de vie des multiplicateurs d’environ 6 ans et de 20 ans pour les générateurs. Cela laisse entrevoir que la fiabilité des multiplicateurs a été améliorée entre 2008 et 2015. Comme la location d’une grue est dispendieuse, les exploitants de centrales éoliennes tentent autant que possible de faire les réparations directement dans la nacelle (up tower). Par contre, pour certains compostants comme le roulement principal, cela n’est pas possible. WEU (2015) rapporte que le coût d’une grue pour faire le remplacement d’un roulement principal est d’au moins 120 000$ pour un composant valant environ 20 000 $.

À moins d’avoir ajouté des capteurs de vibrations supplémentaires sur les composants rotatifs, il n’est pas possible de diagnostiquer de manière précoce le mode de défaillance. Lorsqu’une panne survient, la seule information qui est fournie par le SCADA est que l’éolienne vient de s’arrêter parce qu’un de ses composants est trop chaud. Comme le montre la figure 1.2 tirée des travaux de Tchakoua et al. (2013), lorsque la température d’un composant plus élevée qu’attendue, une défaillance est susceptible de se produire dans les jours qui suivent. Pour ce qui est de la performance des éoliennes, l’érosion du bord d’attaque des pales ou la présence de saletés peuvent causer des sous-performances. Dalili et al. (2009) discutent de cas de sous-performances de plus de 50 % causées par la présence d’insectes sur les pales pour des turbines contrôlées par décrochage. L’érosion provient de la présence de particules solides dans l’air. Ce problème est fréquent pour les éoliennes situées en milieu désertique, mais aussi en milieu agricole où au printemps et à l’automne alors que le vent soulève la terre des sols non-couverts.

La surveillance de centrales éoliennes

La surveillance monitoring des éoliennes est un élément majeur de l’opération des centrales éoliennes. Elle permet de réduire les périodes d’indisponibilité des éoliennes et d’assurer l’exploitant que le rendement soit au niveau attendu. De plus, au fur et à mesure que les installations vieillissent, le nombre de bris et les besoins en entretien augmentent. L’utilisation d’une ou d’une combinaison de méthodes de surveillance est donc intéressante pour garantir une exploitation optimale de la centrale. La surveillance de centrales éoliennes couvre un vaste éventail d’approches. Globalement, l’ensemble de ces techniques peuvent être regroupées sous le nom de Condition Monitoring System (CMS). On y retrouve toute méthode ayant comme objectif de faire le suivi de l’état des éoliennes. Dans les dernières années, quelques auteurs ont recensé les différents types de CMS soit Amirat et al. (2009); Hameed et al. (2009); Garcia Marquez et al. (2012). Les techniques couvertes incluent entre autres l’analyse des vibrations des principaux composants (multiplicateur, roulement principal, générateur), l’analyse du bruit produit par les éoliennes et l’analyse d’échantillons d’huile des composants.

L’analyse des vibrations des principaux composants se fait souvent dans le domaine spectral avec des transformations de Fourier ou en paquet d’ondes. Plusieurs méthodes développées concernent les multiplicateurs puisque ce composant est responsable du plus grand nombre d’arrêts de production (Amirat et al., 2009; Zhang et al., 2012; Feng et al., 2013; Gonzalez et al., 2016). Une des approches souvent utilisée comme CMS est la surveillance par SCADA. Les données opérationelles servent à la surveillance. Cette approche est intéressante puisqu’elle est peu couteuse et peu intrusive ; des données opérationnelles étant collectées sur toutes les éoliennes (Kusiak et Zhang, 2010; Kim et al., 2011; Qiu et al., 2012; Wang et al., 2014) . Le développement de méthodes de surveillances basées sur ces données ne demande donc pas d’ajout d’instruments de mesure. La surveillance par SCADA peut aussi se faire en continu ; les analyses peuvent être effectuées à chaque fois que le SCADA enregistre une nouvelle mesure. La figure 2.1 présente la hiérarchie conceptuelle des types de méthodes et sous-méthodes présentes dans la littérature et liées au travail effectué dans cette thèse. En vert, se trouve les thématiques qui seront abordées directement dans cette thèse.

Surveillance de la courbe de puissance

La courbe de puissance represente la relation entre la vitesse du vent et la puissance générée par l’éolienne. Cette relation est une empreinte du rendement de l’éolienne et est liée à ses modes opératoires. La figure 2.2 présente la courbe de puissance d’une éolienne. Quatre comportements distincts peuvent être identifiés. Dans la zone I, soit pour une vitesse de vent plus faible que la vitesse d’entrée (cut-in), l’éolienne est à l’arrêt (puissance nulle) puisque le vent n’est pas assez fort. Entre la vitesse d’entrée et la vitesse nominale, soit dans la zone II, la puissance produite par l’éolienne est proportionnelle au cube de la vitesse du vent. La zone III correspond aux valeurs de vitesse du vent comprises entre la vitesse nominale et la vitesse de sortie (cut-out). Dans cette zone, l’angle de calage des pales est ajusté pour que la puissance ne dépasse pas la puissance nominale de l’éolienne. Puis, si la vitesse du vent est plus grande que la vitesse de sortie, soit dans la zone IV, l’éolienne est freinée et arrêtée pour éviter d’endommager sa structure. En plus de la vitesse du vent, la densité de l’air et l’intensité de turbulence du vent influencent aussi la relation entre la vitesse du vent et la puissance produite. Durant l’hiver, pour une vitesse de vent équivalente, la production sera plus grande que l’été.

La norme IEC 64100-12-1 propose une méthode pour corriger la vitesse du vent en fonction de la densité de l’air (IEC, 2005). Pour ce qui est de l’intensité de turbulence, à forte intensité de turbulence, la courbe de puissance sera plus faible pour des vitesses de vents près de la vitesse d’entrée et près de la vitesse nominale, la puissance sera plus imporante. Albers et al. (2007) proposent une méthode pour corriger l’effet de l’intensité de turbulence sur la courbe de puissance. Un affaissement de la courbe de puissance est symptomatique d’une sous-performance. Des exemples de sous-performances pouvant être détectées dans la courbe de puissance sont l’érosion des pales, la présence de givre, ou encore une erreur du système de control de l’éolienne. Keegan et al. (2013) ainsi que Sareen et al. (2014) présentent les causes de l’érosion des pales et l’effet sur les performances aérodynamiques de ces dernières. Kusiak et al. (2009a) de l’Université de l’Iowa ont été les premiers à proposer une méthode pour la surveillance de la courbe de puissance. L’objectif principal de leur travail était d’évaluer la performance de nouveaux modèles pour identifer la courbe de puissance. Ils ont toutefois démontré qu’il était possible de faire la surveillance de la courbe de puissance avec l’analyse du résidu entre les valeurs prédites par un modèle et les valeurs observées et par la suite, avec l’utilisation de cartes de contrôle. Cette idée a été reprise par plusieurs autres auteurs dont Marvuglia et Messineo (2012); Butler et al. (2013); Yampikulsakul et al. (2014).

Table des matières

INTRODUCTION
0.1 Objectifs de la thèse
0.2 Cadre du projet de recherche
0.3 Contributions scientifiques et réalisations industrielles
CHAPITRE 1 FONCTIONNEMENT ET OPÉRATION D’UN ÉOLIENNES
1.1 Fonctionnement d’une éolienne
1.2 Description du SCADA
1.3 Défauts typiques des éoliennes
CHAPITRE 2 REVUE DE LITTÉRATURE
2.1 La surveillance de centrales éoliennes
2.1.1 La surveillance par SCADA
2.1.1.1 Prédiction et diagnostic des fautes
2.1.1.2 Surveillance de la courbe de puissance
2.1.1.3 Surveillance des composants
2.1.2 Types de surveillance
2.1.2.1 Surveillance basée sur le signal
2.1.2.2 Surveillance basée sur des modèles
2.2 Les cartes de contrôle
2.2.1 La carte de contrôle de Shewhart
2.2.2 La carte de contrôle EWMA
2.3 Présentation et mise en contexte des articles
2.3.1 Article I
2.3.2 Article II
2.3.3 Article III
2.3.4 Relation entre les articles
CHAPITRE 3 POWER CURVE MONITORING USING WEIGTHEDMOVING AVERAGE CONTROL CHARTS
3.1 Abstract
3.2 Introduction
3.3 Power Curve
3.4 Statistical Control Charts
3.4.1 EWMA Control Chart
3.4.2 GWMA Control Chart
3.5 Methodology
3.5.1 Data source
3.5.2 Reference power curve
3.5.3 Validation Bench
3.6 Results
3.6.1 EWMA chart results
3.6.2 GWMA Chart results
3.6.3 False alarms
3.6.3.1 Type I errors
3.6.3.2 Type II errors
3.6.4 Application to real Data
3.7 Conclusion
CHAPITRE 4 BEARING TEMPERATURE MONITORING OF A WIND TURBINE USING PHYSICS-BASED MODEL
4.1 Abstract
4.2 Introduction
4.3 Data Source
4.4 Model for bearing temperature
4.4.1 Description of model
4.4.2 Validation of model
4.5 Monitoring using a control chart
4.5.1 Exponentially Weighted Moving Average control chart
4.6 Results
4.6.1 Case Study A
4.6.2 Case Study B
4.7 Conclusion
CHAPITRE 5 CONTROL CHART MONITORING OF WIND TURBINE GENERATORS USING THE STATISTICAL INERTIA OF A WIND FARM AVERAGE
5.1 Abstract
5.2 Introduction
5.3 Literature Review
5.3.1 Condition monitoring systems
5.3.2 SCADA monitoring
5.3.3 Fault monitoring
5.4 Data Source
5.5 Methodology
5.5.1 Control Charts
5.6 Results
5.6.1 Electrical energy produced
5.6.2 Tower Vibration
5.6.3 Yaw
5.6.4 Gearbox Temperature
5.7 Discussion
5.7.1 Required wind farm size
5.7.2 Centralized and Normalized Control Chart
5.8 Conclusion
CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS
ANNEXE I APPLICATION DE VISUALISTION DES DONNÉES OPÉRATIONELLES DE CENTRALES ÉOLIENNES
ANNEXE II EXEMPLE SUPPLÉMENTAIRE D’ÉROSION DU BORD D’ATTAQUE D’UNE PALE
ANNEXE III EXEMPLE DE DONNÉES DISPONIBLES DANS LE SCADA POUR TROIS MANIFACTURIERS D’ÉOLIENNES
BIBLIOGRAPHIE

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