Bài giảng Green Energy Course Syllabus - Chapter 3: Wind power systems - Nguyễn Hữu Phúc

y density function given in (6.41).
3.7 The table below shows a portion of a spreadsheet that 
estimates the energy delivered by a NEG Micon 1000 kW/60 m 
wind turbine exposed to Rayleigh winds with an average speed of 
8 m/s.
a. How many kWh/yr would be generated with 5 m/s winds?
b. Using Table 6.7, how many kWh/yr would be generated in 10 m/s 
winds for a Vestas 600/42 machine?
3.8 Consider the Nordex 1.3 MW, 60-m wind turbine with power 
specifications given in Table 6.7 located in an area with 8 m/s 
average wind speeds.
a. Find the average power in the wind (W/m2) assuming Rayleigh 
statistics.
b. Create a spreadsheet similar to the one developed in Example 6.15 to
determine the energy delivered (kWh/yr) from this machine.
c. What would be the average efficiency of the wind turbine?
d. If the turbine’s rotor operates at 70% of the Betz limit, what is theefficiency of the gearing and 
generator?
3.9 For the following turbines and average Rayleigh wind speeds, set up aspreadsheet to find the total 
annual kWh delivered and compare that with an estimate obtained using the simple correlation given 
in (6.65):
a. Bonus 300 kW/33.4 m, 7 m/s average wind speed
b. NEG/Micon 1000 kW/60 m, 8 m/s average wind speed
c. Vestas 600 kW/42 m, 8 m/s average wind speed
d. Whisper 0.9 kW/2.13 m, 5 m/s average wind speed
3.10 Consider the design of a home-built wind turbine using a 350-W automobile dc generator. The 
goal is to deliver 70 kWh in a 30-day month.
a. What capacity factor would be needed for the machine?
b. If the average wind speed is 5 m/s, and Rayleigh statistics apply, what should the rotor diameter be 
if the correlation of (6.65) is used?
c. How fast would the wind have to blow to cause the turbine to put out its full 0.35 kW if the machine 
is 20% efficient at that point?
d. If the tip-speed-ratio is assumed to be 4, what gear ratio would be needed to match the rotor speed to 
the generator if the generator needs to turn at 1000 rpm to deliver its rated 350 W?
3.11 A 750-kW wind turbine with 45-m blade diameter operates in a wind regime that is well 
characterized by Rayleigh statistics with average windspeed equal to 7 m/s.
Assuming the capacity factor correlation (6.65), what is the average efficiencyof this machine?
3.12 For Rayleigh winds with an average windspeed of 8 m/s:
a. How many hours per year do the winds blow at less than 13 m/s?
b. For how many hours per year are windspeeds above 
25 m/s?
c. Suppose a 31-m, 340-kW turbine follows the idealized 
power curve shown in Figure 6.32. How many kWh/yr 
will it deliver when winds blow between its rated 
windspeed of 13 m/s and its furling windspeed of 25 
m/s?
d. Using the capacity factor correlation given in (6.65), 
estimate the fraction of the annual energy delivered with 
winds that are above the rated windspeed?
3.13 Using the simple capacity factor correlation, derive an expression for the average (Rayleigh) 
windspeed that yields the highest efficiency for a turbine as a function of its rated power and blade 
diameter. What is the optimum windspeed for
a. The NEG/Micon 1000 kW/60 m turbine
b. The NEG/Micon 1000 kW/54 m turbine?
3.14 Consider a 64-m, 1.5 MW NEG Micon wind turbine (Table 6.7) located at
a site with Rayleigh winds averaging 7.5 m/s.
a. Using the simple capacity factor correlation (6.65) estimate the annual energy delivered.
b. Suppose the total installed cost of the wind turbine is $1.5 million ($1/watt) and its annual cost is 
based on the equivalent of a 20-year, 6% loan to cover the capital costs. In addition, assume an annual 
operations and maintenance cost equal to 1-% of the capital cost. What would be the cost of 
electricity from this turbine (¢/kWh)?
c. If farmers are paid 0.1 ¢/kWh to put these towers on their land, what would their annual royalty 
payment be per turbine?
d. If turbines are installed with a density corresponding to 4D × 7D separations (where D is rotor 
diameter), what would the annual payment be per acre?
3.15 This question has 4 different combinations of turbine, average wind speed, capital costs, return 
on equity, loan terms, and O&M costs. Using the capacity factor correlation, find their levelized costs 
of electricity.
Énergie éolienne et 
aérogénérateurs
De la Physique à l’application
206
Plan
Origine de l’énergie
Principe de conversion : conversion énergie 
cinétique/énergie mécanique
Mise en œuvre dans les aérogénérateurs
Insertion sur le réseau
207
Origine de l’énergie
208
Le vent une des formes d’énergie solaire
Origine de l’énergie
• La distribution de vitesse
209
Caractéristique locale du vent
Vitesse de vent en fonction du temps
-3
-1
1
3
5
7
9
11
0 50 100 150 200 250 300 350 400
Jour de l'année
V
ite
ss
e 
du
 v
en
t e
n 
m
/s
0
5
10
15
20
25
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
vitesse du vent en m/s
di
st
ri
bu
tio
n 
en
 %
Données 
répartition de Weibull
Modélisable par une distribution de Weibull
Densité de probabilité : 
Dans cette expression : 
• C : facteur d’échelle en m/s
• k : un facteur de forme proche de 2 pour 
la plupart des sites
Remarque : Pour k = 2, la distribution de Weibull
s’identifie à une distribution de Rayleigh. Dans ces
conditions le facteur d’échelle C est relié à la vitesse
moyenne du vent par :
1
( )
kk V
Ck Vf V e
C C
   
    
 
0,9
moyVC 
Histogramme des vitesses de vent Distribution de puissance : Spectre de 
Van der Hoven
Origine de l’énergie
• Conclusion sur la récupération de l’énergie
– Il faudra optimiser la conversion pour les vitesses dont la contribution à l’énergie
est la plus grande
– Les vitesses élevées ayant une fréquence d’apparition faible, il ne sera pas
intéressant de dimensionner les éoliennes pour ces vitesses
210
Gisement énergétique éolien
0
50
100
150
200
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
vitesse du vent en m/s
En
er
gi
e 
pr
od
ui
te
 p
ar
 a
n 
et
pa
r 
m
² e
n 
kW
.h
/m
²
Origine de l’énergie
• Implantation des éoliennes en France (source www.windpower.org)
211
Gisement énergétique éolien
Principe de conversion 
• Théorie simplifiée de la pale
212
Couplage vent pale
• V est le vent réel
• -Vx le vent lié à la 
rotation de la turbine
• Va est le vent apparent
Principe de conversion 
• Conclusion : couple et puissance élémentaire (si on néglige les
effets de frottement de l’air sur la pale)
– Pour une vitesse de vent, la puissance élémentaire passe par un maximum
pour une vitesse angulaire de la turbine fonction de l’angle de calage de la
pale
– La vitesse angulaire correspondant au maximum de puissance se déplace
lorsque la vitesse du vent change
– La puissance s’annule pour un angle d’incidence nul : 213
Couplage vent pale
0 tan( )Vi
r
   
Principe de conversion 
• Coefficient de puissance
– fonction de 
– fonction de 
214
Couplage vent pale
  3m
1,
2p
P C SV     
 
Cp = f(l)
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
0 5 10 15 20 25
Principe de conversion 
• Les turbines à axe vertical
215
Les différents types de turbine
Avantages :
 Lentes donc faible bruit
 Machinerie au sol
 Pas de dispositif d’orientation
Inconvénients :
 Faible rendement 
aérodynamique
 Cp varie beaucoup avec 
Rotor de Darrieus
Statoéolien fabriqué 
par la société Gual 
(2kW pour V=17m/s)
Principe de conversion 
• Les turbines à axe horizontal
216
Les différents types de turbine
Avantages :
 Fort rendement aérodynamique
 Cp varie peu avec 
Inconvénients :
 Bruit
 Machinerie en nacelle
 Nécessite un dispositif d’orientation
Tripale Nordex 
1,5 MW
Bipale Lagerwey 
250 kW
Système à concentrateur 
(expérimental)
Mise en œuvre dans les aérogénérateurs
• Chaîne « classique » de conversion avec multiplicateur de vitesse
217
Mise en œuvre : Les aérogénérateurs à vitesse de rotation quasi-fixe
res
r p

 
Intérêt :
 Alléger les équipements en nacelle 
(génératrice rapide)
 Utiliser des générateurs standards
Mise en œuvre dans les aérogénérateurs
• Machine asynchrone à double alimentation
218
Mise en œuvre : Les aérogénérateurs à vitesse variable
res rotor
r p
 
 
Intérêt :
 Maximisation de l’énergie convertie 
pour les faibles vitesse de vent 
Mise en œuvre dans les aérogénérateurs
• Machine synchrone à entrainement direct
219
Mise en œuvre : Les aérogénérateurs à vitesse variable
 variant dans un facteur 3
s
r
r
p

 

Intérêt :
 Maximisation de l’énergie convertie pour les 
faibles vitesse de vent 
 Améliorer la fiabilité,
 Réduire la maintenance et le bruit
 Exploiter les turbulences
Mise en œuvre dans les aérogénérateurs
• Machine synchrone à entrainement direct
220
Mise en œuvre : Les aérogénérateurs à vitesse variable
ENERCON E70
Rotor
Diamètre : 71 m
Surface balayée : 3848 m2
Fréquence de rotation : de 6 à 21,5 tr/mn
Vitesse nominale de vent : 12 m/s 
Vitesse de vent de coupure : 28 m/s 
Vitesse de vent de démarrage : 2,5 m/s
Régulation de puissance : variation de vitesse 
et orientation des pales
Multiplicateur
Attaque directe
Génératrice
Type : synchrone discoïde à inducteur bibiné
Puissance nominale : 2,3 MW
Fréquence de rotation : de 6 à 21,5 tr/mn
Tension nominale : 400 V
Convertisseurs
Onduleur de tension, redresseur de courant à 
IGBT
Mise en œuvre dans les aérogénérateurs
• Machine synchrone à entrainement direct sans transformateur
221
Mise en œuvre : Les aérogénérateurs à vitesse variable
 variant dans un facteur 3
s
r
r
p

 

Intérêt :
 Maximisation de l’énergie 
convertie pour les faibles vitesse 
de vent 
 Améliorer la fiabilité,
 Réduire la maintenance et le bruit
 Exploiter les turbulences
Insertion sur le réseau
222
Fluctuations de puissance
Insertion sur le réseau
223
Solutions de stockage
Insertion sur le réseau
224
Solutions de stockage