COMPRENDRE L'ÉOLIEN
Technique de l’éolien

L’éolienne sert à convertir l’énergie cinétique du vent en électricité. Pour cela elle est composée de plusieurs éléments principaux que l’on retrouve sur le schéma suivant.

Le rotor est la partie qui entre en rotation grâce à l’énergie cinétique du vent. La rotation se fait dans le sens horaire quand on regarde l’éolienne en face. Le rotor est composé de 3 pales et du moyeu qui est la pièce centrale reliant les pales à l’axe de rotation. L’axe est composé du moyeu et d’une génératrice ainsi que d’un multiplicateur de vitesse sauf pour les technologies à entrainement direct. La génératrice transforme l’énergie de rotation de l’axe en énergie électrique. La nacelle est située en haut du mât et elle comprend la génératrice, le multiplicateur de vitesse et les éléments électriques.

Le mât est généralement composé de 3 à 5 sections en acier et il supporte la nacelle et le rotor. Certains mâts sont en béton précontraint, ou un mixte béton et acier, ils se distinguent par une base plus évasée. Le mât est fixé aux fondations enterrées dans le sol qui soutiennent l’ensemble de la structure. A la base du mât sont situées les armoires de commande et le transformateur électrique dans la plupart des cas.

Les fondations enterrées sont composées de béton armé et sont dimensionnées selon le poids de l’éolienne, les contraintes et le type de sol caractérisé grâce à une étude géotechnique par éolienne. Elles sont généralement circulaires voire octogonales pour un diamètre de 15 à 30 mètres et une profondeur d’environ 2 à 3 mètres. Le volume de béton nécessaire aux fondations correspond à celui nécessaire pour la construction de 3 à 6 habitations individuelles.

La plate-forme et le chemin d’accès sont nécessaires pour accéder à l’éolienne et monter une grue pendant la phase de construction, d’exploitation et de démantèlement. La puissance de l’éolienne est exprimée en mégawatt (MW) soit 1 000 kilowatt (kW) ou 1 000 000 de Watts.

La hauteur de l’axe de rotation du rotor correspond à la hauteur du mât plus la hauteur de la génératrice dans la nacelle. Par raccourci on parle de la hauteur du mât pour désigner la hauteur de l’axe de rotation. La hauteur totale correspond à la hauteur maximum pour une pale levée à la verticale (soit hauteur du mât + longueur d’une pale).

Le surplomb correspond à la zone surplombée par les pales de l’éolienne. Les réseaux enterrés permettent de connecter les éoliennes entre elles et au réseau électrique de distribution. Tous les réseaux électriques nécessaires au parc éolien sont enterrés comme le prévoit la réglementation française.

La durée de vie des éoliennes dépend des modèles, de la qualité de la maintenance et du niveau de fatigue impliqué par les conditions du site d’implantation. Les éoliennes ont une durée de vie de 20 à 30 années bien qu’elles puissent être remplacées avant leur fin de vie par un modèle plus récent, c’est ce qu’on appelle le repowering.

 

 

 

Source : Eolise - schéma descriptif d'éolienne

 

 

Les dimensions et le poids des éléments d’une éolienne varient considérablement selon le modèle (Voir Taille et puissance des éoliennes). L’éolienne la plus installée en France entre début 2016 et mi-2018 est la E-82 du constructeur Enercon dont la puissance nominale varie entre 2 et 3 MW selon les variantes. La E-82 cumule une puissance installée de 1 440 MW soit environ 630 turbines et environ 9,5 % de la puissance installée en France ce qui en fait un des modèles le plus répandu. C’est une éolienne à entrainement direct c’est-à-dire sans multiplicateur de vitesse. Le tableau suivant présente les dimensions principales et le poids des éléments.

 

E-82 E2 puissance 2,3 MW mât acier 85 m hauteur totale 125 mètres

Eléments

Dimensions (mètres)

Poids (tonnes)

Pale

longueur 41 m

8

Rotor (moyeu et 3 pales)

diamètre 82 m

59

Nacelle et génératrice

12 m (long.) 5x5 m

76

Ensemble rotor et nacelle

 

135 t

Mât acier 5 sections

85 m (haut), base 5 m

245

Total éolienne hors fondation

 

380 t

Fondation béton

diamètre 17 m, 3 m haut

900 t (345 m3)

Total éolienne + fondation

 

1 280 t

Plateforme

45x23 m

x

Source : Constructeur Enercon fiche technique E-82 – 2 puissance 2,3 MW mât acier 85 mètres

 

 

Source : Constructeur Enercon fiche technique E-82 – 2 puissance 2,3 MW mât acier 85 mètres

 

L’énergie produite par une éolienne dépend de la ressource de vent donc du site d’implantation. Pour un site équivalent, ce sont surtout les dimensions de l’éolienne qui importent puis sa technologie (Voir Courbe de puissance d’une éolienne). Les éoliennes récentes ont des dimensions plus importantes que les anciennes générations ce qui permet une production accrue. Les 3 caractéristiques principales sont le diamètre du rotor, la hauteur d’axe et la puissance nominale. (Voir Description d’une éolienne).

Diamètre du rotor         
La longueur de la pale détermine le rayon du rotor, le diamètre est donc le double de la longueur de la pale. La superficie balayée par le rotor varie selon la longueur du rayon au carré selon la formule : Surface = πr².

Une éolienne de 50 mètres de diamètre (pales de 25 mètres) balaye une superficie de 1 963 m². Alors qu’avec un diamètre doublé, 100 mètres, la superficie balayée est 4 fois plus importante. Avec un diamètre triplé, 150 mètres, la superficie est 9 fois plus importante. Le diamètre du rotor est donc primordial car plus la surface balayée est importante plus l’éolienne peut capter de vent et donc d’énergie.

Diamètre (mètres)

Superficie (m²)

Ratio

50

1 963

1

100

7 854

4

150

17 671

9


La hauteur d’axe (hauteur du mât) est déterminante pour la vitesse du vent qui augmente avec l’altitude. L’énergie cinétique (Ec) du vent en fonction de sa vitesse au cube selon la formule : Ec = ½ * ρ * S * V³. Avec ρ la masse volumique de l’air (en kg/m³), S la surface balayée en m² et V3 la vitesse du vent au cube. Le résultat en Watt est l’énergie du vent qui ne peut être entièrement récupérée car cela reviendrait à stopper complétement le vent. L’énergie théoriquement récupérable ne peut franchir la limite de Betz soit 16/27 de l’énergie qui traverse la surface couverte par le rotor.
Hauteur d’axe

Ce qui signifie que même une dizaine de mètre de hauteur peut faire une différence conséquente car un peu plus de vent produit considérablement plus d’énergie. La courbe de cisaillement représente le profil de la vitesse du vent selon la hauteur qui suit une courbe logarithmique comme le montre l’exemple suivant :

 

 

Source : Logiciel Windpro 3.3, données réelles d’un mât de mesure de vent pour un site plat

 

Selon cette courbe de cisaillement, on peut comparer plusieurs hauteurs et l’évolution de la vitesse du vent pour en déduire son énergie. A 90 mètres de haut, le vent contient 8% plus d’énergie qu’à 80 mètres. A 120 mètres le vent contient 30% plus d’énergie qu’à 80 mètres.

Hauteur

Vitesse du vent

Energie du vent

Ratio

mètres

m/s

Watt

 

80

6,51

168 985

1

90

6,68

182 573

1,08

100

6,84

196 008

1,16

110

6,97

207 398

1,23

120

7,1

219 220

1,3

 

Source : Logiciel Windpro 3.3, données réelles d’un mât de mesure de vent pour un site plat

 

Le vent est également plus laminaire, plus stable, en hauteur ce qui sollicite moins le mécanisme des éoliennes et rallonge leur durée de vie.

Puissance nominale

La puissance nominale de l’éolienne est la puissance électrique maximum que la génératrice peut produire. Cette puissance est atteinte quand le vent atteint la vitesse nominale de l’éolienne (Voir Courbe de puissance d’une éolienne).

La puissance nominale couramment exprimée en mégawatt (MW) est souvent appelée puissance par simplification (rappel : 1 MW = 1 000 kW = 1 000 000 Watts). Elle doit être adaptée au potentiel de vent du site, au diamètre du rotor et à la hauteur d’axe. Certains modèles d’éoliennes disposent d’une gamme avec plusieurs puissances nominales disponibles indépendamment des dimensions.

Comparaison de plusieurs modèles

Un exemple concret de comparaison basé sur 4 éoliennes de la gamme Nordex qui est le 5e constructeur d’éoliennes installées en France. Sur les 4 modèles présentés, la N90 est la plus ancienne génération mise en service à partir de 2005. La N117 et la N131 sont d’une génération actuelle avec des mises en service depuis 2013 / 2014. La N149 est une éolienne plus moderne dont les premières installations sont prévues pour 2020.

       

Superficie

Hauteur

Vitesse

 

Comparatif

Modèle

Année 1ere

Diamètre

Puissance

balayée

mât

totale

de vent

Production

Superficie

Production

Unité

installation

(mètres)

(MW)

(m²)

mètres

mètres

m/s

(MWh)

balayée

 

N 90

2005

90

2,5

6 362

65

110

6,2

5 800

100%

100%

N 117

2013

117

3

10 751

91

149,5

6,8

10 000

170%

172%

N 131

2014

131

3,6

13 478

106

171,5

7

13 600

210%

234%

N 149

2020

149

5,7

17 437

125

199,5

7,3

20 300

270%

350%

 

Source : Constructeur Nordex données technique– Estimation du productible avec logiciel Windpro 3.3

 

En croisant l’augmentation de la superficie balayée, de la puissance et de la hauteur, on constate que la production estimée d’une éolienne de nouvelle génération est 3,5 fois plus élevée que celle d’une ancienne génération. En 15 ans, les évolutions technologiques et les dimensions des éoliennes permettent de produire 3,5 fois plus d’électricité par machine installée.

Le schéma suivant permet de se représenter la différence de dimensions de ces 4 modèles.

 

 

Source : Constructeur Nordex profil de 4 modèles à l’échelle

 

« L’évolution de l’éolien terrestre doit permettre d’équiper des sites aux conditions de vent plus diversifiées, mais à facteur de charge équivalent ou supérieur aux parcs éoliens actuels. Cette évolution est réalisée en installant des éoliennes avec des mâts plus hauts et des rotors avec une surface de balayage supérieure. »

Source : Ademe – Impacts environnementaux de l’éolien français – Données 2015

 

Quand le vent est trop faible le rotor ne reçoit pas assez d’énergie cinétique et l’éolienne ne tourne pas. En l’absence de vent ou pour un vent très faible la production électrique est donc nulle. Les éoliennes commencent à produire au-dessus de leur vitesse de démarrage généralement 2,5 à 3,5 m/s (mètres par seconde) de vent ou 9 à 13 km/h soit l’équivalent d’une petite brise sur l’échelle de Beaufort.

Echelle de Beaufort

Force

Définition

Vitesse du vent

Description

km/h

m/s

0

calme

<1

0

la fumée monte verticalement

1

très légère brise

1 à 5

0,3 à 1

la fumée indique la direction du vent, les girouettes ne s'orientent pas

2

légère brise

6 à 11

2 à 3

on sent le vent sur le visage, les feuilles bougent

3

petite brise

12 à 19

3 à 5

les drapeaux flottent bien, les feuilles sont sans cesse en mouvement

4

jolie brise

20 à 28

6 à 8

les poussières s'envolent, les petites branches plient

5

bonne brise

29 à 38

8 à 11

les petits arbres balances, les sommets de tous les arbres sont agités

6

vent frais

39 à 49

11 à 14

on entend siffler le vent

7

grand frais

50 à 61

14 à 17

tous les arbres s'agitent

8

coup de vent

62 à 74

17 à 21

quelques branches cassent

9

fort coup de vent

75 à 88

21 à 24

le vent peut endommager les bâtiments

10

tempête

89 à 102

25 à 28

visibilité réduite, gros dégâts

11

violente tempête

103 à 117

29 à 33

conditions exceptionnelles, visibilité réduite, gros dégâts

12

ouragan

> 118

> 33

dommages maximum

 

La vitesse de vent considérée est celle au niveau de l’axe du moyeu. Le vent est plus fort quand on prend de la hauteur, ainsi un vent ressenti comme nul ou très faible au sol est déjà modéré à hauteur de moyeu. A titre d’illustration la différence entre le vent au sol et celui au moyeu est d’un à trois échelons sur l’échelle de Beaufort (Voir Taille et puissance des éoliennes).

En dessous de sa vitesse de démarrage l’éolienne ne produit pas d’électricité bien que le rotor puisse être légèrement en mouvement sans entrainer la génératrice donc sans produire de l’électricité. Cette rotation induite par un vent très faible permettra ensuite à l’éolienne de produire dès que la vitesse de démarrage sera atteinte.

Contrairement à une idée fausse, les éoliennes ne consomment donc jamais d’électricité pour entrainer la rotation des pales. Si l’éolienne tourne c’est uniquement grâce à l’énergie cinétique du vent reçue par le profil aérodynamique des pales. Toutefois l’éolienne consomme, même quand elle ne tourne pas, une très faible quantité d’électricité pour sa consommation interne, environ 1% de sa production moyenne annuelle (Voir Consommation électrique interne de l’éolienne).

L’énergie du vent est fonction du cube de sa vitesse, l’énergie produite par l’éolienne augmente donc rapidement selon la vitesse du vent. L’éolienne atteint sa puissance nominale (le maximum qu’elle puisse produire) pour sa vitesse nominale de vent. Cette vitesse se situe selon les modèles entre 9 et 13 m/s (soit 32 à 47 km/h). A partir de cette vitesse et au-delà l’éolienne produit à la puissance maximum de sa génératrice jusqu’à la vitesse d’arrêt.

Chaque éolienne est adaptée au site d’implantation. Les sites bien ventés sont équipés d’éoliennes plus robustes qui démarrent avec des vitesses de vent un peu plus élevées (Ce sont des éoliennes de classe IEC A ou B). A l’inverse les sites moyennement ou faiblement ventés sont équipés d’éoliennes dont le rotor est plus grand et qui démarrent avec des vents plus faibles (Classe IEC C ou S). En revanche, ce type d’éolienne n’est pas dimensionné pour résister aux vents extrêmes.

Les éoliennes sont prévues pour fonctionner jusqu’à une vitesse maximum de vent à partir de laquelle elles ne peuvent plus produire d’électricité en toute sécurité. Cette vitesse maximum dite vitesse d’arrêt dépend de la catégorie (IEC) et du modèle. La vitesse d’arrêt se situe aux alentours de 22 à 30 m/s (79 à 108 km/h) soit tempête sur l’échelle de Beaufort.

Au-delà de cette vitesse d’arrêt l’éolienne positionne automatiquement son rotor face au vent et ses pales en drapeau pour réduire les efforts au minimum, les freins sont serrés. Dans cette configuration très rare, qui ne produit pas d’électricité, l’éolienne peut résister à des vents allant jusqu’à des tornades par exemple 52 à 66 m/s (187 à 238 km/h). L’ouragan étant caractérisé par des vents supérieurs à 118 km/h sur l’échelle de Beaufort. Cette vitesse de survie est celle pour laquelle l’éolienne est prévue de résister dans les pires conditions.

Par exemple, une éolienne classiquement installée en France est la Vestas V110 de 2 MW de puissance nominale. La courbe de puissance de ce modèle est la suivante :

 

Source : Constructeur Vestas Performance specification V110-2.0 MW densité d’air 1,225 kg/m3 (14/07/2017)

 

La production démarre à la vitesse de démarrage soit 3 m/s de vent mais pour seulement 40 kW de puissance. Dès 6 m/s de vent la puissance produite est de 574 kW et à 10,5 m/s de vent la puissance nominale est atteinte soit 2 000 kW (2 MW). Au-delà de 10,5 m/s la puissance est automatiquement bridée à son maximum en modifiant l’orientation des pales pour conserver cette puissance nominale. A partir de 19,5 m/s la puissance produite diminue pour protéger l’éolienne contre ces vents trop importants et à 22 m/s la vitesse d’arrêt est atteinte, l’éolienne se met en sécurité et s’arrête. La vitesse de survie de l’éolienne, pour une rafale de 3 secondes, est de 52,5 m/s soit 189 km/h.

Le facteur de charge (ou taux de charge) est une notion importante pour l’éolien d’autant qu’il est souvent confondu à tort avec le rendement ou le temps pendant lequel l’éolienne produit de l’électricité.  Le vent est variable tout au long de l’année et les différences sont conséquentes entre l’hiver bien venté et l’été qui l’est moins en France métropolitaine. Le vent n’étant pas constant sur une année, une semaine ou une journée et la production éolienne varie (Voir Variabilité de la production).

Pour comprendre l’évolution de la production de l’éolienne selon le vent et les termes vitesse de démarrage / nominale / d’arrêt se référer à la partie courbe de puissance des éoliennes.

Pour un exemple concret d’une éolienne Nordex N90 de 2,5 MW de puissance nominale qui produit 6 000 MWh en moyenne par an. L’éolienne ne produit pas d’électricité quand le vent est en dessous de sa vitesse de démarrage (3 m/s) soit 9,5 % de l’année. Le reste du temps soit 90,5 % de l’année l’éolienne produit de l’électricité mais à des puissances comprises entre quelques kW et sa puissance nominale de 2,5 MW. Cette puissance maximum est atteinte à partir de la vitesse nominale (12,5 m/s) soit 2% de l’année. La vitesse d’arrêt n’est atteinte que très rarement soit quasiment 0% du temps. La plupart du temps soit 88,5% l’éolienne produit mais en deçà de sa puissance nominale. La courbe suivante présente le cumul de la durée de fonctionnement en fonction de la puissance produite.

 

Source : Logiciel Windpro 3.3, exemple de répartition de la production selon les 8760 heures de l’année

 

Une autre représentation souvent utilisée est la courbe de Weibull qui présente la répartition statistique par vitesse de vent (axe horizontal) et en % du temps sur l’année (axe vertical).

 

 

Source : Logiciel Windpro 3.3, exemple de courbe de Weibull

 

La production théorique est réduite par la dévente des éoliennes voisines et par les arrêts et bridages nécessaires pour la maintenance et l’exploitation (Voir Quand les éoliennes ne tournent pas). Une fois corrigée d’environ 12% de pertes dont environ 5% d’arrêts la production atteint 5 280 MWh.

Pour mesurer la production totale, on observe le cumul annuel de la production indépendamment des variations. Par mesure de simplicité on ramène cette production à un équivalent de la puissance nominale. La simplification revient à diviser la production en MWh par la puissance nominale ici 2,5 MW. Pour notre exemple une production annuelle de 5 280 MWh divisée par 2,5 MW soit 2 112 heures de production à pleine puissance. Une année compte 8 760 heures soit 2 112 / 8 760 heures = 24,1 % qui est le facteur de charge pour cet exemple.

L’idée fausse selon laquelle une éolienne ne produirait qu’un quart du temps vient donc d’une mauvaise compréhension du facteur de charge. Une éolienne produit en fait de l’électricité environ 85% du temps (en tenant compte des arrêts et bridages) mais pas toujours au maximum de sa puissance ce qui se comprend aisément. Le facteur de charge moyen du parc éolien français entre 2012 et 2018 est de 21,6% il varie entre 20 et 23% selon les années.

 

« Le facteur de charge éolien, en moyenne à 21,1%, est en légère augmentation par rapport à 2017 (20,3%)»

Source : RTE – Bilan électrique 2018 (p.48)

 

RTE calcule le facteur de charge en comparant la production totale de l’année et la puissance installée en fin d’année. Ce calcul est bien adapté pour une énergie dont la puissance installée est stable. Or pour l’éolien dont la puissance augmente fortement, le calcul peut être précisé en prenant la puissance installée en milieu d’année. Mi-2018 la puissance installée en France était de 14 350 MW. Le facteur de charge de l’éolien pour 2018 est donc de 22,1 % soit 1940 heures (27 800 GWh / 14,35 GW / 8760 heures). Ce facteur de charge varie chaque année en fonction de la moyenne de vent annuel. Il est identique au facteur de charge moyen européen pour l’éolien terrestre.

 

« Le facteur de charge moyen en Europe est de 24% soit 22% pour l’éolien terrestre et 37% pour l’éolien offshore ? »

Source : Wind Europe – Wind energy in Europe in 2018 (p.19)

 

Les éoliennes plus récentes sont plus performantes et ont donc un meilleur facteur de charge principalement grâce à des dimensions plus importantes (diamètre et hauteur) et à une meilleure efficacité technologique ainsi qu’une maintenance optimisée (Voir Taille et puissance des éoliennes). Le facteur de charge moyen a donc tendance à augmenter indépendamment des variations annuelles de vent.

Le facteur de charge de l’éolien français était de 21 à 22% en 2018 et il dépend du gisement de vent donc des variations annuelles. (Voir Facteur de charge de l’éolien).  On peut le comparer au facteur de charge des autres moyens de production d’électricité mais il faut tenir compte des particularités de chacun. Un facteur de charge de 100% n’est en pratique pas atteignable car cela reviendrait à faire tourner une centrale électrique au maximum de sa puissance toute l’année sans interruption. Il faut à minima considérer les arrêts nécessaires pour la maintenance par exemple.

Le facteur de charge moyen du parc électrique français en 2018 est de 47%.

Parc électrique français en 2018

Facteur de charge

Nucléaire

71%

Cumul thermiques fossile

24%

dont charbon

22%

dont fioul

7%

dont gaz

29%

Hydraulique

31%

Eolien

21%

Solaire

14%

Bioénergies (biogaz, biomasse, déchets)

55%

Moyenne

47%

 

Source des données : Bilan électrique 2018 – RTE

 

Le facteur de charge du nucléaire est élevé car les centrales sont prévues pour être exploitées en continu à un niveau de puissance élevé. Il faut toutefois prévoir des arrêts pour :

  • changer le combustible (environ tous les 3 ans) et pour la maintenance
  • les opérations de rénovation lourdes comme le grand carénage afin de rendre l’exploitation des centrales audelà de 40 ans et pour tenir compte des nouvelles normes de sécurité post Fukushima.
  • En cas d’incident, de mise en sécurité ou par manque d’eau pour le refroidissement des centrales proches des rivières.

Le parc nucléaire français étant vieillissant son facteur de charge a tendance à diminuer. Il était par exemple de 76% en 2011 soit 5% au-dessus de celui de 2018. Le facteur de charge des centrales nucléaires baisse également grâce à la production des énergies renouvelables.

Le facteur de charge des énergies thermiques fossiles est faible parce qu’elles servent en France comme énergies de pointe. C’est-à-dire qu’on utilise ces moyens pour compléter la production électrique quand il y a une forte demande d’électricité ponctuelle. La priorité de la production est donnée aux énergies qui émettent le moins de CO2, donc les énergies renouvelables mobilisables comme l’hydraulique.

Pour l’hydraulique le facteur de charge dépend de la pluviométrie annuelle ainsi que des stocks d’eau restant de l’année précédent pour les barrages (hydraulique des lacs).

A l’instar de l’éolien le facteur de charge du solaire dépend d’une source naturelle dont les variations annuelles sont plus homogènes que pour le vent. Considérant un niveau de production maximum atteint pour un bon ensoleillement et une production nulle la nuit le facteur de charge est de 14%. Par ailleurs le niveau d’ensoleillement français est modéré comparé à d’autres pays et les différences de gisement entre régions sont importantes.

Les trois énergies renouvelables électriques majoritaires varient selon la disponibilité de leur ressource. Ces dernières fluctuent pendant une même journée mais également selon la saison et d’une année à l’autre. Le photovoltaïque produit davantage en été qu’en hiver et au maximum en milieu de journée mais pas du tout la nuit. L’hydraulique varie selon la pluviométrie et le débit des cours d’eau. La production d’une éolienne varie selon les conditions de vent. (Voir courbe de puissance).

Effet de foisonnement

Le territoire français est exposé à quatre régimes de vent distincts : Manche, mer du Nord, front atlantique et zone méditerranéenne.

« Sur la totalité de la France continentale, quatre zones de vent homogènes peuvent être identifiées. Cette diversité au sein du territoire permet ainsi d’avoir des centrales éoliennes en fonctionnement quasiment à tout moment. »

Source : RTE – Bilan électrique 2018 (p.70)

 

Ces zones bénéficient de vents non corrélés ce qui est un avantage considérable pour l’éolien français. En effet la quasi-totalité du temps au moins une zone est exposée à un vent intéressant de sorte que le parc éolien produit régulièrement. Certains pays qui disposent d’un unique régime de vent voit leur parc éolien produire uniformément ou être très faible à certains moments.

 « La France bénéficiant de plusieurs régimes de vent, l’effet de foisonnement géographique a tendance à compenser la variabilité de la production éolienne impactée par les conditions de vent »

Source : RTE – Bilan électrique 2018 (p.47)

 

Prédiction de la production

RTE, à l’aide des données de Météo France et en se basant sur son expérience passée prévoit très finement la production éolienne 3 jours en avance et affine ses prévisions chaque jour puis au pas horaire. La production éolienne, bien que non commandable est tout à fait prévisible et ne pose pas de problème d’intégration dans le mix de production électrique.

« Le foisonnement permet de prévoir la production avec une précision suffisante pour assurer une bonne gestion par RTE de l’équilibre entre l’offre (la production par l’ensemble du mix électrique) et la demande (la consommation) électrique.»

Source : Ademe – Les avis de l’Ademe l’énergie éolienne – 04/2016

 

Grâce au foisonnement, la marge d’erreur entre les prévisions de production éolienne et la production réelle est très faible en particulier grâce au foisonnement. Elle est bien inférieure à la marge d’erreur entre l’estimation des consommations nationales et les consommations réelles. Les données de prévision de RTE sont disponibles sur le site : https://data.rte-france.com/

« Prévisions de production éolienne en fonction des vents :
Comment arrivons-nous à ces prévisions ? En partie grâce à Météo France qui nous fournit en permanence les prévisions de vent à J+3, heure par heure. Informations que nous croisons avec l’implantation de nos parcs éoliens. Notre outil de prévision Préole peut alors calculer le volume que produira chaque parc dans les heures, voire les jours à venir. »

Source : RTE et vous

 

En Europe, 6 pays couvrent 20% ou plus de leur consommation grâce à l’énergie éolienne, 50% pour le Danemark (Voir L’éolien en Europe). L’intégration de cette énergie dans le réseau électrique est donc possible même pour des taux élevés de contribution.

Chaque pays dispose d’un mix électrique composé de plusieurs sources de production. Un réseau théorique qui serait alimenté uniquement par de l’éolien serait effectivement problématique mais cela n’est évidemment pas un objectif.

Contribution aux périodes de forte consommation

L’éolien bien que non commandable participe activement aux périodes de forte consommation et aux pics de consommation électriques. Les mois d’hiver sont caractérisés par une forte consommation électrique, ce sont aussi des mois bien ventés dont à forte production éolienne. Sur le graphique suivant, on visualise la part de la production éolienne par rapport à la consommation électrique mensuelle.

Sur ce graphique on constate que la production éolienne moyenne (en bleu) suit de façon assez proche la consommation électrique mensuelle (en orange).

Source des données : RTE données Eco2mix pour les années 2016 à 2018

 

« La contribution de l’éolien au passage des pointes de consommation est nécessaire »

Source : RTE Bilan prévisionnel 2017 de l’équilibre offre demande d’électricité en France (p.279)

 

L’éolien contribue à la régulation des pics de consommation électrique qui arrivent le plus souvent en hiver en fin de journée. Les pics de consommation estivaux sont bien plus faibles que ceux hivernaux. Pour les années 2016 à 2018 la consommation électrique française a varié entre un minimum de 30 et un maximum de 97 GW. En catégorisant la consommation par tranche de 10 GW on peut comparer le facteur de charge éolien moyen sur ces périodes. On constate que plus la consommation est élevée plus le facteur de charge de l’éolien est important. L’éolien contribue donc activement à la production électrique lors des passages des pointes de consommation nationales.

Source des données : RTE données Eco2mix pour les années 2016 à 2018(facteur de charge moyen 21%)

 

Meilleure intégration au mix électrique

L’intégration d’une part croissante d’énergies renouvelables au réseau électrique est un enjeu de stabilisation d’avenir. C’est également le cas des nouveaux modes de consommation, de l’efficacité énergétique et des réseaux intelligents (smart grids). Les professionnels du réseau électrique, RTE, Enedis, les industriels et les universités françaises travaillent sur des programmes de recherche pour concevoir les futures évolutions du réseau électrique.

Les éoliennes tournent et produisent de l’électricité environ 90% du temps en moyenne sur l’année. Cela correspond aux périodes où le vent est suffisant pour permettre une production d’électricité comprise entre le minimum et la puissance maximum de l’éolienne. Toutefois, d’autres facteurs peuvent expliquer l’arrêt des éoliennes que l’on peut regrouper en plusieurs catégories.

Schéma des raisons pour lesquelles une éolienne peut être à l’arrêt – Source : Eolise

 

Vent trop faible ou tempête.

Quand il n’y a pas de vent ou un vent trop faible l’éolienne est à l’arrêt ce qui se produit environ 10% du temps dans l’année. A l’inverse quand le vent est trop important, dans de très rares cas de tempête, l’éolienne est automatiquement mise en sécurité et à l’arrêt. Cette situation arrive moins de 0,1 % du temps dans l’année (Voir Facteur de charge de l’éolien).

Perturbation locale du vent

L’effet de dévente interne d’un parc éolien est un facteur important dès qu’une éolienne n’est pas isolée. Chaque éolienne récupère une partie de l’énergie cinétique du vent de sorte que dans son sillage il est moins énergétique et plus perturbé qu’en amont du rotor. Ce phénomène très local n’empêche pas le vent de se reconstituer rapidement mais il a une influence sur les éoliennes d’un même parc éolien ou d’un parc à proximité directe. Pour des conditions de vent faible une éolienne dans le cône de dévente (l’ombre en quelque sorte) d’une ou plusieurs autres éoliennes peut ne pas tourner.

La localisation moins favorable d’une éolienne influe sur le vent qu’elle reçoit. Au sein d’un même parc éolien toutes les éoliennes ne disposent pas du même gisement indépendamment de l’effet de dévente. Pour une vitesse de vent faible, une éolienne située plus bas ou derrière un obstacle peut recevoir moins de vent que d’autres mieux situées et pas assez pour tourner alors que le reste du parc est en production. En fonction de l’orientation du vent des éoliennes différentes peuvent se trouver dans cette situation moins favorable.

Maintenance et arrêts automatiques

La maintenance curative et préventive des éoliennes nécessite des arrêts qui sont soit automatiques soit programmés permettant aux techniciens d’intervenir sur l’éolienne. Les contrats de maintenance des installateurs et des entreprises spécialisées prévoient un maximum d’arrêt, généralement 3% du temps en moyenne annuelle.

La maintenance préventive comprend toutes les opérations d’entretien et de contrôles réguliers nécessaires pour assurer le bon fonctionnement et la sécurité des installations. Elle inclut des changements de consommables ou de pièces. Elle comprend également des améliorations mineures logicielles ou techniques. Les interventions étant programmées, les périodes de vents nuls voire faibles sont privilégiées afin de ne pas pénaliser la production.

L’arrêt automatique à la suite de la détection d’une anomalie par le logiciel de contrôle de l’éolienne. Il existe de nombreux processus de sécurité grâce à des capteurs redondants dont les données sont interprétées en continu par le système de contrôle. Dès qu’une anomalie ou une défaillance est détectée l’éolienne est automatiquement mise à l’arrêt. Le centre de maintenance qui pilote les éoliennes à distance peut décider après analyse de la situation de redémarrer l’éolienne à distance après correction ou de faire intervenir une équipe de maintenance sur site.

La maintenance curative comprend les interventions sur une éolienne après un arrêt automatique ou une panne à réparer. Ces arrêts sont dommageables pour la production de l’éolienne qui peut être arrêtée plusieurs heures voire plusieurs jours. C’est donc la maintenance préventive qui permet de limiter autant que possible les défauts sur les éoliennes.

Lors de l’intervention d’une équipe de techniciens de maintenance l’éolienne est mise à l’arrêt dès qu’elle entre dans le mât et la nacelle pour des raisons de sécurité. Cette situation est identifiable par la présence d’une camionnette de maintenance à la base du mât.

Bridage avec arrêt complet

Dans certaines conditions d’exploitation une éolienne peut être arrêtée volontairement selon un programme d’arrêt dont les conditions sont définies.

Pour certains sites sensibles la mise en place d’un programme d’arrêt chiroptère (chauves-souris) peut s’avérer nécessaire. Les conditions d’activité des chauves-souris sont connues, il s’agit par exemple des premières heures après le coucher du soleil en été au-dessus d’une certaine température. Différents systèmes permettent également de mesurer en continu l’activité environnante des chiroptères pour arrêter l’éolienne quand c’est nécessaire.

Un programme d’arrêt ornithologique peut être mis en place pour des sites sensibles pour certaines espèces d’oiseaux. En fonction des espèces à enjeux les arrêts peuvent être programmés pour des passages migratoires, des périodes de reproduction ou de sortie de juvéniles. Les conditions d’arrêts peuvent dépendre d’une période identifiée, d’observations sur site par des ornithologues professionnels ou amateurs ou d’un système de détection dédié.

Un plan de bridage acoustique est parfois mis en place afin que les émissions acoustiques du parc soient abaissées et respectent à tout instant les normes en vigueur. Une éolienne bridée fonctionne dans un régime qui produit volontairement moins d’énergie que ce qui pourrait être possible. Cela permet de réduire la puissance de la génératrice et/ou la vitesse de rotation pour baisser le niveau d’émission sonore de l’éolienne. Il est possible qu’un plan de bridage prévoit l’arrêt d’une éolienne dans certaines conditions.

L’application d’un plan d’arrêt spécifique voire d’un cumul implique des périodes d’arrêts qui peuvent représenter quelques dizaines voire centaines d’heures dans l’année.

Conditions exceptionnelles

Certaines conditions exceptionnelles peuvent impliquer l’arrêt d’une éolienne par exemple en cas de gel détecté sur les pales des éoliennes ce qui est automatiquement identifié par le système de contrôle. Dans ce cas l’éolienne est mise à l’arrêt en attendant le dégel sur les pales. Les situations de gel d’une éolienne sont plutôt rares en France de sorte que les systèmes dédiés aux pays très froids, comme le chauffage des pales, ne sont pas déployés en France. Le temps d’arrêt pour gel dépend fortement des conditions climatiques et donc de la localisation de l’éolienne.

Les très rares situations de défaillance du réseau électrique empêchent l’évacuation de l’électricité produite. Dans ce cas l’éolienne est mise à l’arrêt à défaut de pouvoir évacuer sa production sur le réseau national. Le réseau électrique français est particulièrement fiable grâce à l’expertise des entreprises de transport (RTE) et de distribution de l’électricité (Enedis et ELD). Cette situation est donc très rare et se présente moins de 0,01 % du temps.

Contenu bientôt disponible.