L’éolien offshore a aujourd’hui tendance à s’éloigner des côtes pour exploiter un vent de meilleure qualité. A grande profondeur, il est envisagé d’installer des éoliennes flottantes.
Classiquement, les turbines utilisées ont un axe de rotation horizontal. Les éoliennes à axe vertical ont été mises de côté par l’éolien terrestre parce que leurs rendements sont inférieurs. Elles ne sont pas pour autant sans intérêt pour des applications flottantes. Selon les designs, elles peuvent par exemple avoir un centre de poussée et un centre de gravité plus bas, augmentant ainsi la stabilité du système et réduisant les coûts de construction.
Les éoliennes flottantes à axe vertical ont un comportement très instationnaire. En plus des instationnarités existantes dans l’écoulement amont, les éoliennes flottantes sont soumises aux mouvements de la plateforme flottante, induisant des phénomènes aérodynamiques instationnaires au rotor. Les éoliennes à axe vertical en subissent d’autant plus que chaque pale passe dans le sillage de l’autre (ou des autres) à chaque révolution. Les outils communément utilisés dans l’éolien à axe vertical ne sont alors plus forcément applicables, et d’autres méthodes doivent être développées.
Il a été choisi de coupler une méthode vortex sillage libre (ou Free Vortex Wake) CACTUS, développée au Sandia National Laboratories (USA), à un code de tenue à la mer : InWave, développé par INNOSEA en collaboration avec le LHEEA de Centrale Nantes. Les méthodes vortex sillage libre s’appliquent autant aux rotors à axe horizontal que vertical. Ces méthodes considèrent des fils tourbillonnaires dans le sillage de l’éolienne, générés par le phénomène de portance sur les pales et advectés à la vitesse locale du fluide. Ils induisent par vorticité des vitesses sur les pales. Le couplage a été réalisé dans un environnement modulaire. Cet outil permet de modéliser des éoliennes flottantes soumises à des écoulements instationnaires et tenant compte de différents types de houle, de l’ancrage, du contrôle de la génératrice et de l’angle de calage des pales.
Le couplage a été vérifié par comparaison aux résultats du code bien connu FAST, développé au National Renewable Energy Laboratory (USA), basé sur la théorie aérodynamique stationnaire Blade Element Momentum (BEM). Cette comparaison a été faite sur le cas d’une éolienne à axe horizontal de 5 MW installée sur une plateforme de type SPAR présentée sur la figure ci-dessous. Les résultats sont en bon accord, particulièrement aux points de fonctionnement qui induisent moins d’interactions entre le rotor et son sillage. Les méthodes stationnaires dites momentum sont par ailleurs connues pour être moins précises lorsque ces derniers entrent en interaction forte (tourbillons conséquents au bout des pales, par exemple). Des écarts entre FAST et la théorie vortex sillage libre sont alors visibles et induisent des différences dans les mouvements de la structure et tensions dans ses lignes d’ancrage.
Le cas d’une éolienne flottante à axe vertical a également été étudié. Pour cela, un code reposant sur la théorie Double Multiple Streamtube (DMS) a été développe, équivalent des méthodes BEM appliqué aux rotors à axe vertical, et couplé au logiciel InWave. L’étude a porté comme précédemment sur une comparaison des mouvements et chargements aérodynamiques sur une éolienne à axe vertical basée sur un flotteur de type SPAR, en utilisant respectivement un code basé sur une théorie momentum et un code instationnaire. Des différences entre les comportements sont observées. Cela indique comme précédemment que les méthodes de l’état de l’art utilisées dans l’éolien flottant ne permettent pas toujours de correctement capturer des effets aérodynamiques instationnaires qui peuvent s’avérer être essentiels tant pour le design des pâles que pour le concept de la structure et de son ancrage.
Auteurs : Vincent Leroy, LHEEA, Centrale Nantes et INNOSEA (Nantes)
& J.-C. Gilloteaux, LHEEA, Centrale Nantes
Cet article a paru dans le Journal de l'AIV d'avril 2018.
Pour en savoir plus :
V. Leroy, J. -C. Gilloteaux, M. Philippe, A. Babarit et P. Ferrant. Development of a simulation tool coupling hydrodynamics and unsteady aerodynamics to study Floating Wind Turbines Proceedings of the ASME 2017 36th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering, OMAE2017, June 25-30, 2017, Trondheim, Norway, 2017.
V. Leroy, J.-C. Gilloteaux, A. Combourieu, A. Babarit et P. Ferrant. Impact of the aerodynamic model on the modelling of the behaviour of a Floating Vertical Axis Wind Turbine In Proceedings of the EERA DeepWind'2018 conference, Trondheim, Norway, 2018.