Добірка наукової літератури з теми "Éolienne offshore"

La messe est presque dite ! Sauf surprise, il faudra cependant attendre au mieux 2020 pour que les trois sites éoliens offshore – Courseulles-sur-Mer, Fécamp et Dieppe-Le Tréport – produisent de l’électricité. La France est en retard dans la production d’énergie renouvelable. Elle affiche même une production nulle à ce jour pour l’éolien en mer alors que plus de 3 600 éoliennes tournent dans le monde sur 73 parcs offshore ! L’écart est abyssal vis-à-vis de nos voisins du nord et particulièrement de la Grande-Bretagne qui dispose de loin du plus grand parc... Où l’on pourrait penser que l’éolien marin, malgré sa nécessité législative apparue tardivement, a été en partie victime du labyrinthe réglementaire et de la lourde procédure de démocratie participative !

Le développement de fermes éoliennes au large des côtes françaises est entré dans une phase active. Cette communication résume brièvement les projets en cours et l’état du marché fin 2018. Pour pallier l’absence de documents normatifs nationaux, le CFMS a mis en place en 2013 un Groupe de Travail ayant pour mission d’élaborer des « Recommandations pour la conception et le dimensionnement des fondations d’éoliennes offshore ». Le cadre du document présenté le 06 décembre à la communauté géotechnique française est rappelé et ses spécificités sont soulignées. Une attention particulière a été portée aux conditions spécifiques des sols et roches rencontrés sur le plateau continental français ainsi qu’au dimensionnement de pieux forés et cimentés qui est peu couvert par les réglementations internationales en usage dans l’industrie offshore. L’après-midi du 06 décembre était consacrée à des communications techniques sur trois projets majeurs de R&D : PISA, ALPACA et SOLCYP+.

Cet article présente un aperçu des défis associés à la géotechnique offshore. Il détaille d’abord les types de structures utilisées pour la production d’hydrocarbures ainsi que leurs fondations typiques et les charges auxquelles elles doivent résister. Il donne un bref exposé des reconnaissances géophysiques et géotechniques qu’on utilise pour l’identification des géo-aléas lors des phases conceptuelles des projets. Il examine ensuite les méthodes de dimensionnement des pieux battus sous charge axiale dans les argiles et dans les sables. Les avantages et limitations des méthodes incluses dans les normes API et ISO sont débattus et les méthodes CPT pour le dimensionnement dans les sables sont présentées, ainsi que l’amélioration des prédictions des capacités portantes qu’elles permettent. L’article présente aussi les développements récents dans le domaine de l’analyse des pieux sous charges latérales dans les argiles. Une nouvelle génération de courbes p-y y sont introduites pour l’analyse des pieux sous charges monotones, cycliques, ou encore pour des analyses de fatigue. L’article aborde enfin le grand défi que sont l’application et le transfert des connaissances du secteur pétrolier au secteur éolien offshore, actuellement en plein essor. Il compare les types de structures et fondations utilisées dans l’éolien offshore fixe et flottant, et expose les différences de comportement des pieux et les dissimilitudes des charges cycliques entre les deux secteurs. Certaines des limites de l’utilisation des connaissances du secteur pétrolier au secteur éolien y sont résumées.

La plupart des éoliennes offshore sont fondées sur monopieux. L’augmentation constante de la capacité des turbines et l’insuffisance des procédures évoquées dans les documents normatifs, notamment en ce qui concerne la prise en compte des chargements cycliques, posent des défis pour leur dimensionnement. Dans le cas des sites français, la présence de sols et roches carbonatés, dont le comportement est encore mal connu aujourd’hui, rend la tâche encore plus complexe. Le projet SOLCYP+, lancé en 2017 pour une durée de 3 ans, doit permettre de disposer de nouvelles méthodologies fiables et robustes pour le dimensionnement des monopieux de grand diamètre y compris dans le contexte géotechnique du plateau continental français. Cet article présente une description détaillée du projet ANR SOLCYP+. On aborde, tout d’abord, le contexte, la problématique et les objectifs du projet puis, dans un second temps, on décrit plus en détail les quatre principales tâches scientifiques.

Dans le cadre des projets éoliens offshore, la conception optimisée des fondations de type monopieux forés dans des massifs rocheux carbonatés demande une estimation réaliste de la résistance au cisaillement mobilisable. Dans cette optique, une campagne d’essais de cisaillement d’interface roche / coulis est conduite sur la machine BCR3D qui permet, en particulier, d’appliquer une condition de rigidité imposée sur la normale à l’interface, condition jugée représentative de ce qui se passe au droit du pieu. On présente dans une première partie le dispositif expérimental, la préparation des éprouvettes d’essai et le choix des paramètres expérimentaux. Puis, au travers de différents résultats expérimentaux, on montre l’importance de la rigidité normale dans le développement de la résistance au cisaillement. Dans un second temps, on met en évidence que la rugosité, son évolution sous chargement et le contraste de propriétés mécaniques entre une roche (calcaire tendre ou calcarénite) et le coulis conditionnent le frottement mobilisable. L’élément commun à toutes les observations est la dilatation empêchée de l’interface et l’évolution associée de la contrainte normale à l’interface.

L’objectif de ce travail porte sur le développement d’un modèle d’interaction fluide-structure adapté à la dynamique des éoliennes de grandes tailles avec des pales flexibles qui se déforment de manière significative sous l’effet de la pression exercée par le vent. Le modèle développé est basé sur une approche efficace d’IFS partitionnée pour un fluide incompressible et non visqueux en interaction avec une structure flexible soumise a des grandes transformations. Il permet de fournir une meilleure estimation de la charge aérodynamique et de la réponse dynamique associée du système (pales, mat, attachements, câbles) avec un temps de calcul raisonnable et pour des simulations sur des longues périodes. Pour la modélisation structurale, un élément fini de type solide 3D est développé pour l’étude dynamique des pales d’éolienne soumises à des grands déplacements et des grandes rotations. Une amélioration du comportement en flexion est proposée par l’introduction des degrés de liberté en rotation et l’enrichissement du champ de déplacements afin de décrire plus précisément la flexibilité des pales. Cet élément solide est apte de capter des modes de hautes fréquences qui peuvent s’avérer néfastes pour la stabilité du calcul. Deux techniques sont donc proposées pour les contrôler : la régularisation de la matrice masse et le développement des schémas d’intégration robustes de conservation et de dissipation d’énergie. Les chargements aérodynamiques sont modélisés en utilisant la Panel Method. Il s’agit d’une méthode aux frontières, relativement rapide par rapport à la CFD mais suffisamment précise pour calculer la distribution de la pression exercée sur la pale. Les modèles fluide et structure interagissent via un algorithme de couplage partitionné itératif dans lequel des considérations particulières sont prises en compte dans le contexte des grandes transformations. Dans un effort visant à instaurer un indicateur de fatigue dans la méthodologie proposée, des câbles précontraints sont introduits reliant le mat de l’éolienne au support. Une nouvelle formulation complémentaire en termes de contraintes est ainsi développée pour l’analyse dynamique des câbles 3D en comportement élasto-visco-plastique. Chaque méthode proposée a été d’abord validée sur des cas tests pertinents. Par la suite, des simulations numériques d’éoliennes avec des pales flexibles sont effectuées en vue d’affiner la compréhension de leur comportement dynamique et l’intérêt que la flexibilité des pales peut apporter à leur fonctionnement
In this work, a numerical model of fluid-structure interaction is developed for dynamic analysis of giant wind turbines with flexible blades that can deflect significantly under wind loading. The model is based on an efficient partitioned FSI approach for incompressible and inviscid flow interacting with a flexible structure undergoing large transformations. It seeks to provide the best estimate of true design aerodynamic load and the associated dynamic response of such system (blades, tower, attachments, cables). To model the structure, we developed a 3D solid element to analyze geometrically nonlinear statics and dynamics of wind turbine blades undergoing large displacements and rotations. The 3D solid bending behavior is improved by introducing rotational degrees of freedom and enriching the approximation of displacement field in order to describe the flexibility of the blades more accurately. This solid iscapable of representing high frequencies modes which should be taken under control. Thus, we proposed a regularized form of the mass matrix and robust time-stepping schemes based on energy conservation and dissipation. Aerodynamic loads are modeled by using the 3D Vortex Panel Method. Such boundary method is relatively fast to calculate pressure distribution compared to CFD and provides enough precision. The aerodynamic and structural parts interact with each other via a partitioned coupling scheme with iterative procedure where special considerations are taken into account for large overall motion. In an effort to introduce a fatigue indicator within the proposed framework, pre-stressed cables are added to the wind turbine, connecting the tower to the support and providing more stability. Therefore, a novel complementary force-based finite element formulation is constructed for dynamic analysis of elasto-viscoplastic cables. Each of theproposed methods is first validated with differents estexamples.Then,several numerical simulations of full-scale wind turbines are performed in order to better understand its dynamic behavior and to eventually optimize its operation

ACette thèse s’inscrit dans la continuité des travaux menés sur les problématiques des énergies renouvelables par le laboratoire GREAH. Elle est financée par la communauté de l’agglomération havraise (CODAH). Les taux de fluctuation de la puissance sont réglementés dans des codes de réseaux établis par des gestionnaires de réseau électrique dans le but de minimiser l’impact de ces fluctuations sur la fréquence et la tension du réseau. Comme l’énergie éolienne est de nature fluctuante, nous proposons dans ce rapport des solutions dans le cas où les taux de fluctuations de la production éolienne offshore dépassent ces limites. Parmi ces solutions, la capacité du parc éolien à lisser sa propre puissance ou par intégrations des unités de stockage; dans le premier cas l’utilisation d’une réserve de puissance dans les éoliennes est possible, pour créer cette réserve deux méthodes sont proposées et leurs performances évaluées. Pour deuxième solutions, une méthodologie sera proposée pour déterminer la technologie du stockage. Des propositions pour construire des parcs éoliens offshore avec des technologies en courant continu sont apparues. Pour permettre un couplage répondant et une bonne fiabilité des dispositifs d’électroniques de puissance utilisés dans la conception de ces nouveaux parcs, nous proposons dans ce rapport des convertisseurs adéquats et des stratégies de commandes qui assurent leurs stabilités
The research work performed in this thesis is in the framework of issues related of renewable energies led by GREAH laboratory. The research work has been funded by Le Havre Municipality Assembly (CODAH). The requirements of power fluctuations in the grid are given by the grid code established by the electricity utilities companies in order to mitigate the impact of the wind power fluctuation on frequency and voltage in electrical grid. As wind energy has a fluctuating behavior, solutions have been proposed in this thesis for the situation where the power produced by an offshore wind power plant exceeds the threshold given by the grid code. Among the solutions, we can quote the ability of the wind power plant to smooth its own power production or integrate storage units. In the first case, the use of power reserve in wind turbines is possible and two methods have been proposed, and their performance evaluated. For the second solution, a methodology to find and to choose out the storage technology has been discussed. Proposals to build offshore wind farms with technologies using direct current (DC) have emerged. To get a coupling which fulfills the requirement of good reliability of power electronic devices used for the design of new wind farms, it has been proposed in this thesis adequate converters and control strategies that ensure their stability

L'implantation d'éoliennes en mer permet de contribuer, notamment, au respect des objectifs de Kyoto par l'Europe. Ceci constitue une étape dans la lutte contre le changement climatique global. Pour localiser précisément les futurs lieux d'implantation des parcs éoliens, il est nécessaire de connaître la répartition spatiale du potentiel éolien en zones côtières. Nous démontrons que le potentiel éolien en mer doit être représenté sous forme de cartes de paramètres statistiques à haute résolution spatiale. La télédétection permettant la mesure de phénomènes physiques spatialisés, nous évaluons son apport à l'obtention de telles cartes. Les diffusomètres spatioportés permettent l'obtention de statistiques de vent, mais au large des zones d'intérêt, et à basse résolution spatiale. Les radars à ouverture synthétique (ROS) permettent, eux, l'obtention de cartes de vent à haute résolution spatiale sur les zones d'intérêt, mais ne sont pas adaptés à l'obtention de statistiques de vent. Nous définissons alors le cadre mathématique d'une méthode statistique. Cette méthode permet de tirer parti des avantages conjugués des diffusomètres et des ROS, afin d'obtenir des cartes de paramètres statistiques de vent à haute résolution spatiale sur les zones d'intérêt. Elle permet de rendre la télédétection utilisable de manière opérationnelle pour l'évaluation du potentiel éolien maritime.

Ce mémoire de thèse constitue une contribution à l'investigation des génératrices destinées à une application éolienne en mer. Le but est de rechercher les solutions optimales dans un domaine de recherche vaste contenant entre huit et onze variables d'optimisation, tout en respectant un cahier de charge bien précis. Afin d'y parvenir, un modèle multi-physique a été développé permettant la détermination des distributions du champ électromagnétique et de température dans les topologies de génératrices choisies avec prise en considération des non-linéarités des matériaux. La méthode des constantes localisées couplée aux fonctions d'interpolations a été choisie comme solution offrant un bon rapport temps de calculs/précision, prenant ainsi en considération les caractéristiques des matériaux (thermiques et magnétiques). Le modèle développé a été couplé à un algorithme d'optimisation génétique, NSGAII, permettant dans un premier temps ; d'investiguer le poids nécessaire des aimants permanents et des parties actives de deux topologies de génératrices synchrones à aimant permanent où dans la première les aimants sont montés en surfaces et dans la seconde insérés en concentration de flux, trois puissances différentes ont été investiguées 5, 8 et 15 [MW]. Dans un second temps, l'intégration d'un multiplicateur de vitesse magnétique dans la chaîne de conversion éolienne a été étudiée à travers la même approche optimale utilisée précédemment tout en comparant le poids nécessaires des aimants permanents pour ce type d'entrainement avec celle des topologies à attaque directe (sans multiplicateur de vitesse)
The aim of this PhD report is the investigation of electrical generators dedicated to an offshore wind turbine application. The main goal is to find optimal solutions in a vast research domain containing between eight and eleven optimization variables, while respecting a the imposed constraints. In order to achieve this goal, a multi-physics model was developed allowing the determination of the electromagnetic and temperature fields distributions in the selected topologies. Lumped models coupled to the interpolation functions were chosen as a solution offering a good computation time / precision ratio, thus taking into consideration the characteristics of the materials (thermal and magnetic). The developed model was coupled to a genetic optimization algorithm, NSGAII, allowing at first; the investigation of the necessary permanent magnets weight and the active parts one of two permanent magnet synchronous generator topologies where in the first the magnets are mounted in surfaces and in the second inserted in order to have flux concentration, three different powers have been investigated 5, 8 and 15 [MW]. Second, the integration of a magnetic gear in the wind energy conversion chain was studied using the same optimal approach previously used, while comparing the weight required of permanent magnets for this type of training with that of direct drive topologies (without gearbox)

Les structures offshores sont conçues pour résister à des chargements environnementaux sévères. Des études expérimentales et numériques de la fondation d’une éolienne offshore soumise à des chargements statiques monotones/cycliques sont présentées dans ce manuscrit. Des pieux isolés (diamètre de 1,8 m et 40 m de longueur) et une structure en treillis fondée sur 4 pieux ont été testés à 100×g en centrifuge dans un massif de sable de Fontainebleau dense. Le comportement du pieu isolé a été identifié à travers des essais de chargement axial monotone. Différentes méthodes de mise en place de pieu ont été adoptées (installation à 1×g et à 100×g) et leur influence sur la capacité portante a été mesurée. Le diagramme de stabilité du pieu a été construit à partir des résultats des essais cycliques, des essais CPT ont été réalisés et l’influence des contraintes initiales a été étudiée. Des résultats expérimentaux de la fondation jacket soumise à des chargements latéraux cycliques sont enfin présentés. La méthode des éléments finis et un macro-élément pour des pieux ont été utilisés pour reproduire numériquement les résultats expérimentaux. Les lois de comportement adoptées sont basées sur la théorie d’hypo-plasticité et les contraintes initiales dans le sol sont issues de la méthode ICP-05. Les résultats numériques sont confrontés aux résultats expérimentaux et aux résultats analytiques obtenus à partir de la norme API
Offshore structures are designed to resist to severe environmental loads. This manuscript presents experimental and numerical studies on offshore wind turbine pile foundations submitted to static monotonic/cyclic loads. Isolated piles (diameter of 1.8 m and embedded length of 40m) and a four-legged truss structure installed in dense Fontainebleau sand have been tested at 100×g in a geotechnical centrifuge. The behavior of the isolated piles has been characterized under monotonic axial load. The piles have been jacketed at 1×g and 100×g and the influence of the setup method on the bearing capacity has been measured. The stability diagram of a pile has been constructed using cyclic tests, CPT experiments have been performed and the influence of the initial stresses has been studied. Finally, experimental results of the jacket foundation submitted to lateral cyclic loadings are presented. The finite element method and a macro-element for piles have been used to numerically reproduce the experimental results. Constitutive laws are based on the hypoplasticity theory and the initial stresses in the soil have been calculated using the IC-05 method. The numerical results are compared with the experimental and the analytical results from the API standards

Le présent travail est une étude sur la modélisation des éoliennes flottantes alliant à la fois des chargements hydrodynamiques et aérodynamiques. L’approche expérimentale a tiré profit de la grande soufflerie de Luminy opérée par le MIO (Institut Océanologique de Méditerranée), unissant une soufflerie de très bonne qualité avec un bassin équipé de systèmes de génération de houle et de courant. Les dimensions de cette installation imposent un travail à échelle très réduite introduisant ainsi les interrogations sur les similitudes à respecter (Reynolds, Froude) et les complexités de maquettage. Ces travaux ont permis de développer des outils numériques avec d’un côté une approche fréquentielle basé sur un code utilisant les éléments finis développé par l’IFP au début des années 70, et de l’autre, une approche temporelle basé sur les formulations de Morison ou de Rainey permettant l’introduction de méthodes avancées de calculs des efforts aérodynamiques
The present work focuses on the modeling of the hydrodynamic and aerodynamic loads on a floating wind turbine. The experimental approach took advantage of the wind and wave flume in Luminy operated by the MIO (Mediterranean Institute for Oceanography) comprising a wind tunnel with a very high flow quality blowing over a wave tank. The dimensions of the installation impose working at very small scales for which the similitudes (Reynolds, Froude) introduce high modeling complexities. This work allowed the development of numerical tools using one the one hand a frequency domain approach based on a finite element code developped by IFP¨in the early seventies, and in the other hand a time-domain approach based on Morison or Rainey formulation for hydrodynamic loads allowing the introduction of advanced methods for aerodynamic loads computation

Suite à la mise en place de politiques publiques favorisant les énergies renouvelables, la construction de fermes éoliennes offshore est en plein essor aux quatre coins du monde. Or, la technique de l'éolienne offshore posée, la seule utilisée actuellement, n'est pas viable économiquement dans des eaux trop profondes. Ceci représente un sérieux frein au développement de l'énergie éolienne. Pour cette raison, la communauté scientifique s'intéresse depuis plusieurs années aux éoliennes sur plates-formes flottantes. En eau profonde, cette technologie est intéressante. Mais le fait que l'éolienne ne soit pas encastrée au fond de la mer augmente très significativement les sollicitations mécaniques induites par les vagues.Pour réduire ces sollicitations qui ont de nombreux effets néfastes, différentes approches sont possibles. Essayer de compenser les oscillations « avant-arrière » du mât de l'éolienne en pilotant la force de poussée exercée au niveau du rotor a déjà été écarté dans la littérature. Nous nous sommes concentrés sur l'ajout d'un dispositif de stabilisation interne à la plate-forme, de type Tuned Liquid Column Damper (un tube en U contenant un liquide, TLCD, encore appelé tube anti-roulis), utilisé dans d'autres contextes. Le dispositif que nous proposons est un dispositif actif où les paramètres du TLCD sont ajustés en temps réel, au cours du mouvement induit par les vagues. La mise à jour des paramètres suit une stratégie reposant sur une analyse des interactions entre le TLCD et la plate-forme (appelée ici barge) sur laquelle est installée l'éolienne. Nous avons modélisé le mouvement de la barge seul et son couplage avec le TLCD dans le plan grâce à une approche Lagrangienne. Nous avons étudié les effets des interactions du TLCD avec la barge dans le cas où le coefficient de perte de charge dans le tube était constant. Les limites de cette approche ont été détaillées grâce aux résultats classiques de la littérature sur les oscillateurs mécaniques couplés. Nous nous sommes ensuite concentrés sur une approche active consistant à modifier les caractéristiques du système en temps réel. Nous avons proposé des stratégies de type Linear Quadratic Regulator et de type Model Predictive Control agissant sur le coefficient de perte de charge. Dans un deuxième temps, les simulations nous ont ensuite permis d'écarter la commande MPC dont le rapport performance / complexité n'est pas favorable par rapport à la commande LQR dans ce cas précis.Une étude plus générale du système, en trois dimensions, nous a permis de vérifier que le TLCD classique dans sa version passive ou dans la version active que nous proposions n'est pas du tout robuste à l'incidence de la houle. Nous avons donc imaginé et modélisé des dispositifs inspirés du TLCD mais permettant d'amortir les oscillations de la houle de manière efficace, indépendamment de l'incidence de la houle. Nous avons nommé ces dispositifs TLMCD, pour Tuned Liquid Multiple Columns Damper.Les dispositif que nous proposons sont des systèmes TLMCD actifs. Ils sont conçus d'après les modélisations 3D que nous avons développées et une étude des coûts. Pour ces dispositifs, nous avons aussi détaillé les spécificités de la synthèse des stratégies LQR pour amortir les oscillations de la barge indépendamment de l'incidence de la houle.La performance de ces solutions d'amortissement a finalement été évaluée par simulation pour un large éventail de conditions de houle, couvrant les spécifications d'un “ cahier des charges ” que nous présentons. On observe une réduction des oscillations en roulis de la barge qui peut atteindre un facteur 4 par rapport à l'éolienne flottante sans TLCD. Ces résultats nous montrent que le dispositif TLMCD que nous proposons est un dispositif intéressant pour amortir de manière significative, robuste et économiquement abordable notre système
Thanks to the recent policies of subsidizing renewables energies, constructions of offshore wind farms are booming all over the world. Yet, fixed-bottom wind turbine technology, the only one currently deployed, are too costly for deep waters. This hinders the development of wind power. This is why the scientific community has an interest in floating wind turbines (FWT). The cost of these wind turbines does not depend much on water depth. But since the wind turbine is not fixed into the seabed, the mechanical stress caused by the waves significatively raises.To reduce these detrimental loads, different approaches can be used. The litterature already discarded the control of the wind thrust applied on the rotor to compensate the "fore-aft" oscillations of the tower. We focused on stabilizing floating wind turbine by means of an attached damping system placed inside the float, it is a Tuned Liquid Column Damper (a U-tube containing a liquid, TLCD, also known as anti-roll tank), used in other areas. The damper we propose is an active system where TLCD parameters are continuously modified. Parameters are updated according to a strategy defined thanks to an analysis of the interactions between TLCD and the float (referred to as barge) supporting the wind turbine. We modelled the coupled dynamics of the barge and the TLCD in the vertical plan using a Lagrangian approach. We studied the motions of the damped system for a constant head-loss coefficient in the TLCD. The limits of this approach were detailed thanks to the classic results in double oscillators literature. Then, we focused on an active approach involving a time varying of the head-loss coefficient. We proposed Linear Quadratic Regulator and Model Predictive Control strategies to determine the head-loss coefficient. At a later stage, simulations enabled us to discard the MPC strategy as its complexity/performance ratio is rather bad compared to the LQR strategy in this particular case.A more general study of the system, in three dimensions, showed us that the TLCD is not robust against wave incidence. Therefore, we imagined and modeled new dampers inspired by the TLCD, which can damp the float effectively, regardless of the wave incidence. We named those dampers Tuned Liquid Multiple Column Damper (TLMCD).The dampers we propose are active TLMCD. Their designs are based on their dynamic properties and a cost study. We also detailed the specificities of LQR design to ensure the best possible robustness against wave incidence.The performance of the proposed TLMCD dampers was assessed through numerical simulations for a wide range of sea conditions. We observe that barge roll can be reduced by a factor of four compared to the undamped FWT. These results show us that the TLMCD we propose is interesting to damp significantly, robustly and economically our FWT

Le navire à énergie est un concept relativement nouveau pour la récolte d'énergie éolienne offshore. Il s'agit d'un navire propulsé par le vent qui produit de l'électricité à l'aide de turbines hydrauliques fixées sous sa coque. Étant donné que le navire énergétique n'est pas connecté au réseau, l'énergie générée est stockée à bord (par exemple, à l'aide de batteries ou par conversion en hydrogène à l'aide d'un électrolyseur). Un avantage clé du navire énergétique est qu'il est mobile. Par conséquent, sa trajectoire peut être optimisée à l'aide d'un routage météorologique afin de maximiser la production d'énergie, ce qui est l'objet de cette thèse. L'analyse de la thèse est basée sur des simulations numériques. Le logiciel de routage météo est une versionmodifiée de QtVlm dans laquelle l'objectif d'optimisation a été remplacé par la maximisation de la production d'énergie. Le vaisseau énergétique est modélisé dans le logiciel par une polaire de vitesse et une polaire de production d'énergie. Les données de vent sont basées sur le jeu de données de vent ECMWF ERA-5. Le concept de navire à énergie est particulièrement bien adapté à la récolte de la conversion d'énergie éolienne dans le lointain au large. Par conséquent, le facteur de capacité des navires à énergie déployés dans l'océan Atlantique Nord est d'abord étudié. Les résultats montrent qu'un facteur de capacité de 70 % peut être atteint (moyenne annuelle). Elle est similaire à celle des parcs éoliens offshore flottants qui seraient déployés dans la même zone. Les navires à énergie peuvent également être utilisés pour l'alimentation électrique des îles et des communautés côtières. Par conséquent, le facteur de capacité des navires à énergie déployés à proximité du littoral est également étudié. Deux études de cas sont envisagées : l'île de « l'Ile de Sein » et l'archipel de « Saint-Pierre-et-Miquelon ». Les résultats montrent que le facteur de capacité est de l'ordre de 50 %. Dans ce cas, elle serait de 10 à 20 % inférieure à celle des parcs éoliens offshore. L'optimisation du routage météo dépend de paramètres physiques (par exemple, capacité de stockage, puissance nominale) et numériques. Des analyses de sensibilité sont effectuées afin de comprendre leur effet sur la production d'énergie. Les résultats montrent que l'algorithme d'optimisation dans QtVlm tend à converger vers les maxima locaux. Par conséquent, les travaux futurs devraient être orientés vers le développement de meilleures méthodes d'optimisation
The energy ship is a relatively new concept for offshore wind energy harvesting. It consists of a windpropelled ship that generates electricity using water turbines attached underneath its hull. Since the energy ship is not grid-connected, the generated energy is stored aboard (for instance, using batteries or through conversion to hydrogen using an electrolyzer). A key advantage of the energy ship is that it is mobile. Therefore, its trajectory can be optimized using weatherrouting in order to maximize energy production, which is the focus of this thesis. The analysis in the thesis is based on numerical simulations. The weather-routing software is a modified version of QtVlm in which the optimization objective has been replaced by the maximization of the energy production. The energy ship is modelled in the software by a velocity polar and a power production polar. The wind data is based on the ECMWF ERA-5 wind dataset. The energy ship concept is particularly well-suited for the harvesting of the wind energy conversion in the faroffshore. Therefore, the capacity factor of energy ships deployed in the North-Atlantic Ocean is investigated first. Results show that a capacity factor of 70% can be (annual average). It is similar to that of floating offshore wind farms which would be deployed in the same area. Energy ships may also be used for the power supply of islands and coastal communities. Therefore, the capacity factor of energy ships deployed nearshore is also investigated. Two case studies are considered: the island of “Ile de Sein” and the “Saint-Pierre-et-Miquelon” archipelagos. Results show that the capacity factor is in the order of 50%. In this case, it would be 10 to 20% smaller than that of offshore wind farms. The weather-routing optimization depends on physical (e.g. storage capacity, rated power) and numerical parameters. Sensitivity analyses are performed in order to understand their effect on energy production. Results show that the optimization algorithm in QtVlm tends to converge to local maxima. Therefore, future work should be directed towards the development of better optimization methods

Ce travail de thèse s’articule autour de la problématique de l’évolution de la première fréquence propre d’une éolienne en mer au cours de sa durée d’exploitation. Ce type de structure élancée est soumis à des chargements cycliques et dynamiques tels que le vent, les vagues, les courants marins, la rotation des pales. Ces chargements ont des fréquences de sollicitation proches de la première fréquence propre de l’éolienne, celle-ci s’inscrivant dans un intervalle restreint entre la fréquence du rotor et celle des pales. Afin d’éviter tout phénomène de résonance, il convient d’évaluer précisément à la fois la première fréquence propre de l’éolienne juste après son installation ainsi que son évolution au cours de son exploitation. Ces deux problématiques ont été considérées dans cette étude.Dans ce contexte, un travail expérimental a été réalisé autour de deux modèles physiques 1g d’éolienne en mer fondée sur monopieu et installée dans un massif de sable de Fontainebleau. En se basant sur une modélisation de la fondation à l’aide d’un ensemble de ressorts, latéral et de torsion, une série d’essais a été réalisée afin d’évaluer à la fois la raideur de ces ressorts, mais aussi la fréquence propre du modèle physique considéré. Cette méthode a été comparée à des méthodes existantes et a aussi permis le développement de méthodes originales. Réaliser les essais sur deux modèles à échelle différente (1/60 et 1/120) a permis d’adapter les résultats obtenus aux cas d’une éolienne à échelle 1. Enfin, dans le cadre de l’étude de l’évolution de la structure au cours de son exploitation, des essais de sollicitations cycliques ont été réalisés. Une étude paramétrique se concentrant sur l’influence de la fréquence de la sollicitation et de la force globale appliquée a été proposée. Les résultats obtenus permettent d’analyser le comportement des modèles réduits, soumis à un maximum d’un million de cycles, en se concentrant sur l’évolution du déplacement, de la rotation et de la fréquence propre de ces structures. Ces résultats sont comparés aux limites imposées pour l’état limite de service d’une éolienne grandeur réelle
This PhD thesis deals with the main issue which is the evolution of the first natural frequency of an offshore wind turbine. These slender structures are submitted to cyclic and dynamic loads such as wind, waves, currents, and the blade rotations. The frequencies related to these loads are close to the first natural frequency of the turbine, which lay in a narrow interval between the frequencies of the rotor and the blades. In order to avoid any resonance phenomenon, one needs a precise evaluation of not only the natural frequency of the wind turbine after its installation but also its evolution during the operation of the turbine. These two issues are considered in this work.In this context, an experimental work was developed considering two 1g physical models of an offshore wind turbine with a monopile foundation installed in Fontainebleau sand. Based on the modelling of the foundation as a set of lateral and rotational springs, an experimental program was developed in order to evaluate the stiffness of these springs and the natural frequency of the scaled models. This method was first compared to the existing methods and has allowed to develop some original methods to evaluate the natural frequency of the considered scaled model. The tests, conducted on two physical models with different scales (1/60 and 1/120), also allowed us to adapt the obtained results to a real offshore wind turbine. As a part of the study of the turbine’s evolution during its operation, cyclic load tests were conducted. A parametric study is proposed with a focus on the influence of the load’s frequency and its amplitude. The obtained results allowed us to analyze the behavior of the scaled models submitted up to one million cycles considering, mainly, the evolution of the displacement, the rotation, and the natural frequency of the structures. These results were then compared to the limits imposed by the serviceability limit state of a real offshore wind turbine

La transition énergétique pour un monde plus durable est désormais la priorité de nombreux pays. Dans cet objectif, notamment en Europe, le développement de l’énergie éolienne en mer (offshore) a été rapide. Le transport de l’électricité en Courant Continu Haute Tension (HVDC) basé sur un convertisseur électronique à source de tension (VSC) est la solution de transport, pour les fermes éoliennes en mer éloignées de plus de 50 km de la côte. La solution d’un redresseur à diodes dans les stations de conversion en mer est plus compacte, robuste et moins cher. Cette thèse porte sur les divers problèmes technologiques et scientifiques liés au contrôle du réseau alternatif isolé en mer permettant le raccordement des fermes éoliennes. Ces verrous sont d’abord examinés en détail dans l’état de l’art. Ensuite, une organisation du contrôle de la tension et de la fréquence de ce réseau (dit Grid Forming) est proposée en utilisant les caractéristiques techniques P-V et Q-f avec une solution pour la synchronisation entre les éoliennes. Certaines des solutions de contrôle en Grid Forming sont comparées et évaluées à l'aide de simulations dans le domaine temporel, pour un cas d'étude donné. Puis, une nouvelle solution est proposée pour le démarrage du réseau offshore (black start) et un contrôle automatisé de la supervision, basé sur la modélisation sous forme d’un système à événements discrets (SED). La théorie du contrôle par supervision (TCS) est implémentée et testée pour un cas d'étude. Ensuite, les différents types de défauts du système sont analysés à l’aide de la littérature; et le schéma de contrôle du Grid Forming conçu dans cette thèse est complétée pour apporter une capacité de fonctionnement lors d’un défaut du réseau AC offshore. Enfin, une brève analyse est faite sur les défis pour l’intégration de ce type de ferme au réseau MTDC
Energy Transition for a more sustainable world is now the priority in societies. Towards this objective, especially in Europe, the offshore wind energy development has been fast. For Offshore Wind Power Plants (OWPP) farther from the shore (50 km and beyond) Voltage Source Converter (VSC) based High Voltage DC (HVDC) Transmission has become a the prominent solution. Replacement of offshore VSC station by multiple Diode Rectifier Units (DRUs) led to a cheaper, more compact and robust solution. This thesis focusses on various technological and scientific problems involved in the control system of the Offshore Wind power Plant with Diode Rectifier (DR) based HVDC transmission. These challengess are first reviewed in detail along with the state of the art. Then, based on the system dynamics, a grid forming control scheme is proposed by using the P-V and Q-f droop relationships with a solution for the synchronization of the wind generators. Following this, some of the selected control solutions in the literature for this topology are reviewed, compared and assessed by using time domain simulations of a study case. Following this, a novel black start strategy is devised for the offshore network and a Supervisory Control is implemented for a study case by using a Discrete Event System (DES) based modeling and Supervisory Control Theory (SCT). The various faults in the offshore system are then analyzed and the above designed Grid forming control scheme is extended with Fault Ride through (FRT) capability, for offshore AC grid faults. Finally, a brief analysis is done on the challenges for the integration of this OWPP topology into a Multi Terminal DC (MTDC) network