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Anémométrie de moyeu

Les mesures du vent au niveau de la nacelle se font généralement par l’intermédiaire d’un anémomètre à coupelles, de girouettes ou de capteurs à ultrasons. Ces appareils présentent l’inconvénient d’être perturbés par le rotor et la nacelle, ce qui peut entraîner des disparités entre les données de vent mesurées et les caractéristiques du vent atteignant réellement la turbine. L’anémométrie de moyeu mesure le vent juste avant son premier contact avec le rotor. En utilisant l’écoulement du flux d’air à la surface du moyeu en conjonction avec la position azimutale du rotor, il est possible de mesurer quasiment sans aucune perturbation la vitesse du vent, sa direction relative et l’inclinaison du flux d’air à tout instant de fonctionnement de l’éolienne.

La mesure du vent directement au niveau du rotor offre des possibilités dont sont dépourvus les équipements de mesure conventionnels sur nacelle. Parallèlement à la mesure de la vitesse du vent horizontal, il est possible de déterminer directement le défaut d’alignement et l’inclinaison du flux. Il est également possible de déterminer l’intensité des turbulences ainsi que le cisaillement du vent. Avec les données de température et de pression de l’air, chaque turbine se transforme en un mât météo virtuel.

Nous travaillons en permanence en vue d’accroître la quantité et la qualité des connaissances en notre possession sur cette thématique. Si vous êtes intéressé par un projet d’expérimentations conjointes, nous serions heureux d’en discuter avec vous. Nous vous invitons également à prendre contact et à partager vos questions et vos expériences, afin d’enrichir nos horizons mutuels.

Pdf Icon Introducing the spinner anemometer iSpin

videoWebinar: Increase AEP by 2% With Improved Wind Measurement

Pdf Icon iSpin sensor datasheet

Pdf Icon DNV GL: Review of the spinner anemometer iSpin from ROMO Wind (report)

Pdf Icon GL Garrad Hassan: Technology review of the ROMO Wind spinner anemometer (report)

Pdf Icon Spinner anemometry – an innovative wind measurement concept, by Risø National Laboratory (scientific paper)

Pdf Icon Aerodynamics and Characteristics of a Spinner Anemometer, by T. F. Pedersen, N. Sørensen and P. Enevoldsen (scientific paper)

Pdf Icon Calibration of a spinner anemometer for yaw misalignment (scientific paper)

Défaut d’alignement

Le défaut d’alignement nacelle, c’est la différence entre la direction du vent et la direction vers laquelle est tournée la nacelle. La direction du vent changeant constamment, une turbine ne peut pas être toujours tournée dans la bonne direction. Le défaut d’alignement devrait toutefois en moyenne être proche de zéro degré afin de tirer le meilleur parti de l’énergie éolienne et de soumettre la turbine à des charges minimales.

La détection et la réduction du défaut d’alignement peuvent contribuer à limiter les pertes de production et à alléger les charges. En matière de défaut d’alignement, nous faisons une distinction entre le défaut d’alignement moyen, appelé le « défaut d’alignement statique » et la variation autour du « défaut d’alignement statique » qui est intitulée « défaut d’alignement dynamique ». Si le défaut d’alignement statique peut être corrigé par la modification des coefficients de compensation de l’alignement (dans les paramètres SCADA de l’éolienne), le défaut d’alignement dynamique dépend quant à lui de l’algorithme de contrôle-commande de l’orientation azimutale de la machine. L’anémométrie de moyeu aide à détecter et corriger le défaut d’alignement statique ainsi qu’à identifier les possibilités d’optimisation du contrôle azimutal de l’éolienne.

Nous travaillons en permanence en vue d’accroître la quantité et la qualité des connaissances en notre possession sur cette thématique. Si vous êtes intéressé par un projet d’expérimentations conjointes, nous serions heureux d’en discuter avec vous. Nous vous invitons également à prendre contact et à partager vos questions et vos expériences, afin d’enrichir nos horizons mutuels.
1441808384_file-pdf GL Garrad Hassan: Yaw misalignments and loads (report)

Pdf Icon GL Garrad Hassan: Yaw misalignments and loads (report)

Pdf Icon Calibration of a spinner anemometer for yaw misalignment (scientific paper) 

Inclinaison du flux d’air

L’inclinaison du flux d’air correspond à l’angle entre le plan horizontal et la direction du vent qui atteint la turbine. Pour un flux montant, l’angle est considéré comme positif ; descendant, il est considéré comme négatif. Les angles d’inclinaison du flux d’air sont liés à la position de l’éolienne, l’angle d’inclinaison de la nacelle par rapport au plan horizontal et le facteur RIX ou pente du terrain environnant. Grâce à son positionnement stratégique sur le moyeu, les angles d’inclinaison peuvent être facilement mesurés par l’anémomètre de moyeu. L’influence de l’inclinaison du flux d’air sur la production d’énergie est similaire à celle du défaut d’alignement nacelle.

En plus de confronter les rapports d’évaluation du site (établis en amont des projets) avec les données de vent « réelles » mesurées sur site, les informations d’inclinaison du flux d’air combinées aux données de position nacelle pourraient être utilisées pour concevoir des courbes de puissance et des évaluations de charges mécaniques spécifiques dans chaque secteur de vent.

Nous travaillons en permanence en vue d’accroître la quantité et la qualité des connaissances en notre possession sur cette thématique. Si vous êtes intéressé par un projet d’expérimentations conjointes, nous serions heureux d’en discuter avec vous. Nous vous invitons également à prendre contact et à partager vos questions et vos expériences, afin d’enrichir nos horizons mutuels.

Pdf Icon Measurement of rotor centre flow direction and turbulence in wind farm environment (scientific paper)

Turbulence intensity

L’intensité des turbulences quantifie la variation du vent dans un laps de temps moyen, généralement fixé à 10 minutes. Les charges de fatigue de la plupart des composants majeurs d’une éolienne étant principalement causées par les turbulences, il est primordial de connaître les caractéristiques des turbulences spécifiques sur chaque site. Normalement, la vitesse du vent augmente avec l’altitude. Sur un terrain plat, cette augmentation est logarithmique. Sur des terrains complexes, l’évolution du vent avec l’altitude ne se résume pas à une simple augmentation: le flux d’écoulement de l’air peut se diviser, ce qui entraîne une forte augmentation des turbulences.

La mesure de l’intensité des turbulences directement au niveau du rotor de la turbine offre de nombreuses applications possibles. En plus de confronter les rapports d’évaluation du site (établis en amont des projets) avec les données de vent « réelles » mesurées sur site, les données d’intensité de turbulences combinées aux informations de position nacelle pourraient être utilisées pour concevoir des courbes de puissance et des évaluations de charges mécaniques spécifiques dans chaque secteur de vent. Il est également possible d’utiliser les données d’intensité des turbulences pour chaque secteur de vent, afin de concevoir un mode d’exploitation optimisé de la turbine.

Nous travaillons en permanence en vue d’accroître la quantité et la qualité des connaissances en notre possession sur cette thématique. Si vous êtes intéressé par un projet d’expérimentations conjointes, nous serions heureux d’en discuter avec vous. Nous vous invitons également à prendre contact et à partager vos questions et vos expériences, afin d’enrichir nos horizons mutuels.

Pdf Icon Measurement of rotor centre flow direction and turbulence in wind farm environment (scientific paper)

 

Suivi des performances

La performance des éoliennes se caractérise par la puissance de production pour chaque vitesse de vent, pondérée par des contraintes supplémentaires telles que l’intensité des turbulences, le cisaillement du vent, la pente d’écoulement et la densité de l’air. Bien qu’il soit possible de mesurer précisément la production d’énergie d’une turbine, il est difficile de mesurer et quantifier le vent « entrant » réellement. En règle générale, les fonctions de transfert de la nacelle (NTF) décrivent la relation entre le mât de mesure et les mesures conventionnelles de l’anémométrie de nacelle, permettant ainsi de corriger la mesure renvoyé par l’anémomètre de nacelle. Ces NTF sont habituellement établies dans des conditions de d’écoulement libre, ce qui peut générer des données de vitesse du vent inexactes lorsqu’elles sont mises en application concrète sur sites.

Avec l’anémométrie de moyeu, il est possible de mesurer des données comme la vitesse du vent, l’intensité des turbulences, les angles d’inclinaison du flux d’air ou le cisaillement du vent. Grâce à son positionnement unique sur le moyeu, la fonction de transfert de la nacelle (NTF) est considérée comme étant bien plus fiable que pour les anémomètres de nacelle conventionnels. Grâce à la densité de l’air obtenue par les mesures de pression et de température de l’air, il est possible pour la première fois de réaliser des mesures précises de la courbe de puissance relative au niveau des turbines. En plus de permettre la vérification des corrections de défauts d’alignement nacelle, la mesure de la courbe de puissance relative peut également servir à évaluer d’autres dispositifs permettant d’améliorer le productible, comme les générateurs Vortex ou autres modifications de pales. La mesure de la courbe de puissance relative avec iSpin fournit au client des résultats bien plus fiables et rigoureux que l’anémométrie conventionnelle de nacelle, tout particulièrement en ce qui concerne les dispositifs d’optimisation de productible ayant une influence significative sur la fonction de transfert de la nacelle (NTF).

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