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Our ref.: AIRENAS/4NT/0231762/000/02

TS: Imputation: P.003978/0004

AE - Etude de vent P50/P90

Méthodologie - Evaluation du potentiel venteux

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02 13/01/18

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EVALUATION DU POTENTIEL VENTEUX

Méthodologie

TABLE DES MATIERES

1. INTRODUcnON .•............................................. . .......................................... .•....... . ..... 5

2. CUMAT DE VENT .................. . ...... . . . .................................... . . . .... . . . .... ............... . ..... . .... 5

2.1. Données de base: atlas des vents ......... ...................................................... . 5

2.2. Climat de vent local ... ............ ..... ......... ... ................................................ .... .. 5

3. CALCUL DE PRODUCTION ..... . ........................................... . . ............................ . ............ 7

3.1. Production brute ........................................................................................... 7

3.2. Production nette ........................................................................................... 8 3.2.1. Pertes électriques ...... . ............................ ... . . . . .... . .. . .. ....... .................. ..... 8 3.2.2. Indisponibilité pour causes externes ..... . . . ..... . ..... . ............... . ............ . . . . . . .. 8 3.2.3. Indisponibilité pour causes internes .................... . ................. ............. .... . . 9 3.2.4. Pertes totales ......... . ....................................... . ......... ..................... . ... . ... 9

4. CERTIFICATION DES TIJRBINES ... .. . . .. .. . . .. ..................... .... . .... . . .... . . . . ...... . .............. . ... . . . 9

4.1. Norme IEC et certification des éoliennes ..................................................... 9

4.2. Détermination de la classe de l'éolienne ........... ......................................... l0

4.3. Détermination de la classe de turbulence ..................................... ............. 12

5. ANALYSE D'INCERTTTUDES ... . .. . ..... . . . . . ... . ... .. . . . . ... .... . . . . . ... . . .... . . ... . ........ . ...................... 14

5.1. Incertitudes sur la vitesse de vent ............... ..... .... .. .... ............................... 14

5.2. Incertitudes sur la production .. ...................... .............. .................. ............ 14

5.3. Effet sur la production ..... .................... .............. ....... .................... .............. 15

6. REFERENCE .............................. .. ................. . ... ......... .............................. . ... . ............. 16

AIRENA5/4NT/0231762/000/02. Ed. 2013/01118

1. INTROD UCTION

Ce rapport présente l'ensemble des informations nécessaires à la bonne compréhension des hypothèses et de la méthodologie utilisée par TRACTEBEL ENGINEERING (TE) lors d'études du potentiel venteux de projets éoliens.

2. CLIMAT DE VENT

2.1. Don nées de base: atlas des vents

2.2.

Etant donné qu'aucune campagne de mesures de vent n'est généralement disponible pour les zones de projets étudiés, les données météorologiques de l 'Atlas des Vents pour la Belgique ( 1 ) développé par TE sont utilisées pour déterminer le climat de vent local.

L 'Atlas de Vents pour la Belgique est basé sur des données mesurées à 1 0 mètres de hauteur sur une période de 1985 à 1996, au niveau de 7 stations météorologiques couvrant minimum 1 0 années de mesures: Zaventem, Koksijde, Oosterschelde (NL), Bierset, Elsenborn, Saint-Hubert et Florennes. A partir de ces données, un climat de vent est déterminé pour 375 zones de 1 0 x 1 0 km de côté grâce au logiciel WAsP (2) selon la méthodologie exposée dans l'Atlas des Vents Européen (3). Le climat de vent régional pour la zone de 10 x 10 km considérée est basé sur les données interpolées de 3 stations météorologiques avec un facteur de pondération dépendant de la distance entre le site à l'étude et les stations météorologiques.

Les données digitales orographiques utilisées proviennent de l ' Institut National Géographique (lGN) et celles de rugosité proviennent de la base de données Corine (programme européen de COoRdination d'INformation sur l'Environnement) .

L'impact des obstacles présents autour des stations météorologiques a été pris en compte.

L 'Atlas de Vents pour la Belgique est continument mis à jour par l 'analyse de nouvelles mesures de vent ou de résultats opérationnels de parcs éoliens existants. L 'Atlas de Vents pour la Belgique a ainsi été remis à jour pour une nouvelle période de 20 ans couvrant les années 1 99 1 à 20 Il.

Climat de vent local

Sur base de l 'Atlas des Vents de la Belgique, un climat de vent local au niveau du site faisant l'objet de l'étude est déterminé en suivant la méthodologie de la Figure 1 à l'aide du logiciel Wasp (2) .

AIRENASI4NT/0231762/000102· Ed. 2013/01/18 5/16

CLIMAT DE VENT REGIONAL

OROGRAPHIE OROGRAPHIE

RUGOSITEE

Figure 1: Méthodologie pour la réalisation de dimats de vent régionaux et locaux à partir de

données de mesures de vent

Pour cela, les quatre plus proches points de l 'Atlas des Vents de la Belgique sont utilisés avec une pondération dépendant de leur distance au site. De p lus, les modèles de terrain utilisés pour l'établissement de l'Atlas des Vents de Belgique sont réutilisées pour la détermination du potentiel éolien du site avec les limitations géographiques suivantes:

• pour le relief: modèle numérique de terrain de l 'IGN, au moins ±15 km autour du site;

• pour la rugosité : carte numérique de rugosité issue de la base de donnée CORINE, au moins ±20 km autour du site;

• pour les obstacles locaux: modélisation au cas par cas sur la base d'une visite de site.

Le résultat est une table de fréquences et de paramètres de Weibull (A et k) secteur par secteur. A partir de cette table, il est possible de déterminer la vitesse moyenne du vent par secteur.

La puissance du vent dans le secteur i (Pi) est en première approximation proportionnelle au cube de la vitesse moyenne Vrnoy dans ce secteur :

_ 1 2 3 Pi - '2 prrR vmoYi

Où

• p est la masse volumique de l'air ;

• R le rayon du rotor de l'éolienne.

AIRENAS/4NT/0231762/000/02. Ed.2013/01/18 6/16

3. CALC UL DE PRODUCTION

3.1. Production brute

Sur la base d'un climat de vent local (section 2.2), il est possible de calculer la production électrique attendue.

Pour une éolienne seule, il suffit de comparer sa courbe de puissance à la distribution statistique du vent secteur par secteur.

o 5 10 15

- Distribution statistique des vitesses de vent

-Courbe de puissance

20 25

Vitesse du vent (mIs)

Figure 2 : Exemple d'une distribution statistique de vitesse de vent et d'une courbe de

puissance

Comme on voit sur la Figure 2, la production est d'autant plus grande que l'aire à la fois sous la courbe de puissance et sous la courbe de distribution statistique des

vitesses de vent est grande.

Comme cela est visible dans l'équation de la puissance du vent en section 2.2, la

production dépend de la masse volumique de l 'air. Cette dernière est considérée

fonction de l 'altitude et de la température moyenne annuelle. Une valeur de référence est choisie au niveau de la station météorologique la plus proche ou la plus pertinente dans la base de données de stations météorologiques présente dans le logiciel WindPRO (4). Cette valeur est ensuite adaptée à l'altitude et à la position de chaque moyeu de chaque éolienne considérée pour le calcul de production.

Le productible brut est une valeur « best-estimate » calculée sur base de 100% de la courbe de puissance et d' une disponibilité de 100%, sans tenir compte de pertes électriques du réseau interne.

Le calcul de la production pour un parc en entier est complexe à évaluer avec précision, d'une part parce que le climat de vent doit être évalué en l ieu et place de chaque éolienne, d'autre part parce que les éoliennes interagissent entre-elles. Le logiciel WindPRO 2.7 (4), couplé à WAsP (2), permet de déterminer le climat de vent au niveau de chaque éolienne, le productible ainsi que les pertes de sillage et

l 'intensité de turbulence qui résultent des effets de parc sur la base du climat de vent local et du modèle de terrain environnant.

AIRENAS/4NT/0231762/000/02· Ed 2013/01/18 7/16

3.2.

La présence d' une éolienne diminue la vitesse du vent en son aval. C'est ce que l 'on appelle les pertes de sillage. Les pertes de sillages sont calculées suivant le modèle de N.O. Jensen (RlS0) (5). La principale équation de ce dernier permet de modéliser la vitesse v(x) à une distance x derrière le rotor de la façon suivante:

Où: • u est la vitesse incidente du vent, juste avant le rotor;

• Ct(u) la courbe de poussée du rotor, fonction de la vitesse incidente u ;

• R le rayon du rotor;

• a la constante de sillage, fonction de la rugosité du terrain environnant.

Production nette

Afin de déterminer la production nette, des pertes doivent être prises en compte. Celles-ci sont de plusieurs catégories, exposées ci-après.

3.2.1. Pertes électriques Les pertes électriques sont composées des pertes par échauffement dans le transformateur BT/MT et dans les câbles. Par ailleurs, étant donné que le comptage de la production se fait toujours en amont de la sous-station du gestionnaire de réseau, les pertes d' électricité internes à la sous-station ne doivent pas être prises en compte.

Lorsque le constructeur d' éoliennes garantit la courbe de puissance du côté basse tension, les pertes dans le transformateur BT/MT doivent effectivement être prises en compte.

Les pertes électriques sont considérées constantes durant la durée de vie des éoliennes.

3.2.2. Indisponibilité pour causes externes Il existe plusieurs causes externes d'indisponibilité, exposées ci-dessous, engendrant des pertes, elles aussi supposées constantes durant l 'ensemble de l'exploitation du parc:

• L'arrêt des turbines pour effectuer les opérations de maintenance et les inspections planifiées. La maintenance planif iée est habituellement exclue de la définition de disponibilité technique garantie par le constructeur;

• L'arrêt de la sous-station pour effectuer les opérations de maintenance et les inspections planifiées;

• L'indisponibilité du réseau électrique interne et externe au parc éolien (câbles, système de contrôle, . . . ) pour des causes non planifiées;

• L ' indisponibilité du réseau de télécommunication;

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• L'impact de foudre. La valeur utilisée ici est une représentation statistique. En effet, un impact de foudre sur une éolienne est en réalité peu fréquent, mais cause des dégâts longs à réparer (délais de l'ordre de plusieurs mois).

• Les pertes dites « hystérésis », c'est-à-dire les pertes occasionnées lorsque l'éolienne ne produit pas car le vent a dépassé la valeur maximale de fonctionnement et n'est pas encore repassé en dessous de la valeur de redémarrage de l'éolienne. Vue la distribution statistique des vitesses de vent, cette valeur peut être considérée nulle en Belgique.

• L'arrêt des turbines pour cause de formation de glace.

3.2.3. Indisponibilité pour causes internes

3.2.4.

4.

4.1.

Pour modéliser les indisponibilités dues aux défaillances internes des éoliennes, TE se base se réfère au modèle WindGuard (6) qui décrit, sur la base du retour sur expérience de l'exploitation de parcs existants, l'indisponibilité d'une éolienne, année après année, pendant 20 ans. Ces pertes sont donc les seules modélisées par TE comme non constantes dans le temps.

Pertes totales L'ensemble des pertes est présenté dans le Tableau 5 :

Pertes Pertes électriques

Maintenance des éoliennes

Maintenance de la sous-station

Indisponibilité du réseau électrique

Indisponibilité du réseau télécom

Pertes dues à un impact d'éclair

Valeur 0.5 -4%

0.3 - 0,70/0

0. 1- 0.3%

0.1 - 0.5%

0.1- 0.5%

0.1-0.4%

Consommation propre des éoliennes, inspections réglementaires, visites 0.2 - 0.8%

Pertes d'hystérésis 0·0.25%

Arrêt dû à la glace 0 - 4% Indisponibilité moyenne sur 20 ans 3 - 4%

Tableau 1 : Pertes sur la production brute prises en compte en moyenne sur 20 ans

CE RTIFICATION DES TU RBINES

Norme IEC et certification des éoliennes

La norme IEC 6 1 400- 1 (7) classe les éoliennes en fonction de leur résistance à des climats de vent caractérisés par deux paramètres :

• La vitesse de référence Vref égale au maximum de la moyenne, sur une durée de 10 minutes, de la vitesse de vent pendant un temps de retour de 50 ans;

• L'intensité de turbulence de référence lref égale à ['intensité de turbulence moyenne pour une vitesse de vent de 15 mis.

Le Tableau 2 précise les trois niveaux absolus de vitesse (Vref) et d'intensité (Irer) par classe l, II et III pour la vitesse et A, B et C pour l' intensité de turbulence.

AIRENAS/4NT/0231762/0CO/02· Ed.2013/01/18 9/16

4.2.

Classe 1 Il III ---- --- -

V,ef (mis) 50 42.5 37.5 --

Classe A B C

1,ef 0.16 0,14 0,12

Tableau 2: Classes de la norme IEC 61400-1 (7)

Les paramètres Vref et lref permettent de déduire deux autres paramètres plus adaptés aux particularités des climats de vent existant en Belgique et plus simple à évaluer.

Le premier paramètre est la vitesse moyenne (notée V moy) qui est liée à Vref par la relation:

1 Vmoy = SVret

Par ailleurs, le niveau représentatif de turbulences 1 est lié à Iref en fonction de la vitesse

de vent V:

Pour une vitesse de 15 mis, il est possible de calculer I( 15) baptisé 115 par la suite.

On en déduit le Tableau 3 représentant la norme IEC (7) déclinée selon des critères adaptés aux particularités des climats de vent belges.

1 Il III

V.ve(m/s) 10 8.5 7.5

A 18

B 16

c 13

Tableau 3: Classes de la norme IEC 61400-1 déclinée selon Vmoy et 115

Il est utile par ailleurs de préciser qu'à chaque valeur de V ref correspond une valeur de V50, maximum de la moyenne, sur une durée de 3 secondes, de la vitesse de vent pendant un temps de retour de 50 ans. V50 est en effet plus intelligible que V ref puisque

3 secondes est la durée caractéristique d'une bourrasque de vent. C'est pourquoi V50 est aussi baptisé vitesse de vent extrême pour un temps de retour de 50 ans. V50 et Vrefsont liés, à hauteur de nacelle et selon la norme IEC 61400-1 (7), par la relation: Vso =

l,4Vret

Détermi nation de la classe de l'éolienne

Etant donné que TE dispose d'un atlas des vents pour la Belgique, celui-ci est utilisé pour déterminer le climat de vent local pour chaque projet et non pas une campagne de mesure. Dès lors, les vitesses de vents extrêmes et l'intensité des turbulences ambiantes ne peuvent être déduites d'une analyse statistique de mesures de vents. Ces valeurs seront évaluées à partir de la distribution de Weibull du climat de vent local.

AIRENASj4NTj0231762jOOO/02· Ed.2013/01/18 10/16

La validité de la relation entre Vrer et Vmoy de la nonne IEC pour un climat de vent spécifique peut être vérif iée en comparant la valeur de Vref pour une distribution de vitesses extrêmes (appelée distribution de Gumbel) correspondante à la distribution de Weibull du climat de vent étudié. V ror sera alors interprété comme la valeur extrême, en moyenne sur 10 minutes, d'un vent d'une probabilité annuelle de 2%.

La courbe ci-dessous montre le rapport VrelVrnoy en fonction du paramètre de Weibull k (avec Vrefcalculé pour une distribution de Gumbel).

Welbull shape parameter k

On voit que pour une valeur de k > 1 .8, le rapport VrelV moy est toujours inférieur à 5 (qui est la valeur du rapport selon la norme IEC, voir plus haut) . En d'autres termes, si l 'on est en présence d'un climat de vents dont la distribution de Weibull est caractérisée par un paramètre k > 1 .8, on peut déterminer la classe de la turbine en comparant la vitesse moyenne calculée avec Vrel5 .

II reste toutefois à vérifier si la vitesse de vent extrême instantanée Ve50 est plus grande que la vitesse de vent extrême supposée du modèle de la norme IEC. Dans l'hypothèse

où les vitesses moyennes sur 3 secondes sont réparties de façon normale autour des moyennes sur 1 0 minutes utilisées pour déterminer la distribution de Weibull, on peut déduire la distribution des vitesses extrêmes moyennes sur 3 secondes de la distribution de Weibull. Ve50 peut dès lors être interprétée comme « valeur extrême annuelle de la vitesse de vent moyenne sur 3 secondes avec une probabilité d'occurrence de 2% ». Dans la figure ci-dessous, la relation entre VeSO et le facteur de forme k de la distribution de Weibull est représenté pour différentes valeurs de vitesses de vents moyens. Les critères de la norme IEC pour les 4 classes de turbines sont également représentés.

AIRENAS/4�IT/0231762/000/02· Ed 20 l3/0 1/ l8 11/16

4.3.

i '0 QI QI Co ln '0 c: .� QI Cl) !!! QI � !il ln 1 CO) QI E � i iii :::J c: c: cC

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0 1.0

m

1.5

_ ICon��_�v� 98% 1 1 �

2.0 Wei bull shape parameter k

2.5

On peut en déduire que pour des vitesses moyennes inférieures à Vrel5 = 7,5m/s (8,5m/s; lOm/s) une turbine de classe III (II; 1) suffit à condition que k> 1 ,7 . On en déduit également qu' il est inutile de vérifier ce critère si k> 1,8.

Détermination de la classe de turbulence

Si la valeur de la vitesse moyenne est facilement déductible du climat de vent calculé

selon la méthodologie de la section 2, la valeur de 115 ne peux être déterminée aussi aisément. 115 est en fait la conjonction des turbulences provenant de deux sources:

• les turbulences ambiantes (larnbiante), que TE évalue suivant la norme belge NBN B03-002-1 (8) exposée à la section suivante;

• les turbulences induites par les effets de parc (Iinduites), que TE évalue en utilisant le logiciel WindPRO (4) et le modèle de a.c. Larsen a.c. Larsen / EWTS II (European Wind Turbine Standards II) datant de 1999 et exposé plus en avant dans (9) et ( 1 0) ;

La turbulence 115 est alors calculée par WindPRO (4) comme suivant:

115 = I�mbiante + Ilnduite La norme NBN B03-002-1 (8) classe les terrains suivant leurs caractéristiques physiques (principalement la nature de l ' occupation des sols) et en déduit les valeurs typiques de vitesses maximales et de niveaux de turbulences que l'on y rencontre. Cette

norme est adaptée aux particularités des climats de vent belges.

Pour la Wallonie, TE utilise la classification NBN (8) uniquement dans le but de déterminer les niveaux de turbulences ambiantes. Elle permet ainsi de vérifier que le niveau de turbulences auquel on peut s'attendre est inférieur à la limite fixée par la norme IEC 6 1 400- 1 (7) .

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Les terrains sont classés en 4 catégories pour lesquelles la norme NBN (8) fixe la valeur des deux paramètres Zo (correspondant à la longueur de rugosité suivant le modèle logarithmique présenté ci-dessous) et �. A partir de ceux-ci, on trouve l'intensité de turbulence Iambiante à l'altitude h suivant la loi:

Classe

Type de terrain

lO

1

Zone côtière

0.005

D

Paysage avec des habitation et/ou des

bois isolés

0.07

1

DI

Zones d'habitat, industrielles ou

boisées

0.3

0.91

Tableau 4: Classes de la norme NBN B03-oo2-1 (8)

IV

Zones urbaines (construction d'au

moins 10 m de hauteur sur au moins

1/4 de la surface)

0.88

En effet, selon, la loi logarithmique, si on connaît la vitesse du vent Vrefà l'altitude Zref, on peut extrapoler la vitesse du vent v à l 'altitude z en faisant l'hypothèse d'une classe de terrain de longueur Zo :

vez) vref ln (�) = ln (Z;:f)

En prenant h égal à la hauteur de nacelle, on peut calculer l'intensité de turbulences ambiantes à hauteur de nacelles. Ce calcul est effectué indépendamment de la vitesse du vent mais aussi de la distribution spatiale de la rugosité autour du parc. Si une analyse plus fine est nécessaire, il est possible de déterminer une rose des rugosités qui définira secteur par secteur la rugosité autour du site.

La turbulence induite est calculée en accord avec la norme IEC pour des vitesses de vents entre O,2Vref et O,4Vref (et donc dépendant de la classe de turbine). La valeur maximale doit satisfaire le critère de la norme. De petits dépassements peuvent éventuellement être recalculés suivant d'autres modèles et/ou un avis peut être demandé au constructeur de l'éolienne.

AIRENAS/4NT/023 1762/000/02 • Ed. 2013/01/18 13/16

5. ANALYSE D 'INCE RTITU DES

5.1.

5.2.

Pour analyser la précision du calcul de production effectué, les marges d'erreurs des paramètres statistiquement indépendants qui entrent en ligne de compte ont été évaluées. On peut les classer suivant deux types présentés aux points 5 . 1 et 5.2.

Incertitudes sur la vitesse de vent

On distingue quatre types d'incertitudes:

• La précision de la mesure de la vitesse du vent (par exemple due aux déviations des anémomètres utilisés dans les stations météorologiques de l'IRM) .

• La variation interannuelle du climat de vent pendant une décennie.

• L'incertitude des extrapolations verticale de WAsP (2), notamment l'extrapolation de la hauteur de mesure ( 1 0 mètres) à la hauteur d'axe.

• L'incertitude des données d'input au calcul : cartes d'orographie et de rugosité et modélisation des obstacles.

- Les données de rugosité sont issues de la base de données CORINE et sont corrigés selon la connaissance du site. L'introduction d'une légère incertitude est à ce niveau inévitable mais son influence reste faible;

Les données de relief proviennent du Modèle Digital de Terrain de l'Institut National Géographique, dont la précision est normalement très bonne;

Incertitudes sur la production

On distingue quatre types d'incertitudes:

• Les incertitudes liées à l'estimation des pertes de sillage du parc dans WindPRO (4);

• La variabilité sur le long terme du vent, c'est-à-dire entre les décennies. L'incertitude sur les paramètres permettant de passer de la production brute à la production nette (section 3.2). Les valeurs choisies étant déjà conservatives, une valeur de zéro est choisie;

• L'incertitude concernant la courbe de puissance de la turbine considérée. Bien que la courbe de puissance soit garantie, il reste toujours des incertitudes sur sa mesure. Cette incertitude est donc la somme de l'incertitude sur la courbe de puissance garantie par les constructeurs et de l'incertitude sur sa mesure.

• Les obstacles (bâtiments, cheminées, etc . . . ) sont modélisés en WAsP (2). S'il n'y a pas d'obstacles, aucune incertitude ne sera appliquée.

AIRENAS/4NT/0231762/000/02· Ed. 2013/01/18 14/16

Les niveaux d'incertitudes indiqués dans le Tableau 5 sont généralement utilisés, sauf mention contraire dans le rapport propre au projet.

Type d'incertitude

Mesure de vent

Variabilité interannuelle1

Extrapolation verticale de WAsP

Données d'Input (orographie .... )

Effet sur

vitesse de vent

Niveau (DIo)

2-4

6 - la

2-4

1.5-3

Perte de sillage (modèle WindPRO) Spécifique au

site/implantation

Variabilité à long terme (entre décennie)

Perte et disponibilité

Courbe de puissance

Obstacles (WAsP model)

production

5-8

0-2

5 - 15

Sans obstacle: a Avec obstacle: 2 -8

Tableau 5: Incertitudes

5.3. Effet sur la production

TE fait l'hypothèse que les incertitudes exposées ci-dessus suivent chacune une répartition gaussienne. La valeur choisie est la borne maximale de l'erreur. On peut donc considérer qu'elle représente un niveau de confiance de 95% (l'erreur est 95% du temps inférieure en valeur absolue). En conséquence, la production est donc elle aussi distribuée selon une loi normale. En prenant en considération 95% des valeurs, un doit retrouver, selon les propriétés de la courbe de Gauss, un intervalle de ±1.960' autour de la valeur moyenne. Pour rappel, la courbe de distribution de Gauss est représentée par l'expression suivante:

Avec: • Il la valeur moyenne;

• 0' l'écart type.

1 _(X-/l)2 P(x) = -- e 20'2 (J'.fIi

1 Pour le calcul de production couvrant une période de plusieurs années, cette incertitude concernant la vitesse de vent diminuera avec la racine du nombre d'années considérées. Cela revient à dire que l'erreur concernant le calcul de production sur 1 an peut être très grande, parce que les conditions de vent éprouvées durant cette année dévieront probablement fortement du climat de vent « moyen », c.à.d. à long terme. En revanche, sur plusieurs années, ces déviations diminuent selon une loi en 1/-1 (nombre d'années) du fait que les conditions de vent sur la ou 20 ans devraient se rapprocher du climat de vent à long terme.

AIRENAS/4NT/0231762/000/02· Ed. 2013/01/18 15/16

1 c. ..

o c: o

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o

i c.

L'estimation de la précision sur la production P en partant de la précision concernant la vitesse de vent v s'effectue sur base de la courbe de sensibilité (dP/P)/(dv/v) calculée pour chaque turbine.

Si la production énergétique est considérée comme un facteur statistique caractérisé par une distribution gaussienne, les différents centiles peuvent être calculés, chacun correspondant à une certaine production. Le 90ième centile par exemple, nous donne la valeur à laquelle se situera au moins la production annuelle réelle 90% du temps (P90). La production calculée à J'aide de WAsP (2) et WindPRO (4) correspond dans ce cas au 50ième centile (la valeur moyenne), c'est à dire la production « best estimate », Pso•

6. RE FE RENCE

1. Tractebel Engineering (GDF SUEZ). Belgian Wind Atlas 2 - New methodologie

for validation. Bruxelles (Belgique) : Power & Gas - Tractebel Engineering (GDF SUEZ), 2009. WINDASS/4NTI142784/000/00.

2. Mortensen, et al. Wind Atlas Analysis and Application Program (WAsP) -

version 8.03.0037. Roskilde, Danemark: Ris0 National Laboratory, 1993.

3. Troen, 1 and Mortensen, E. European Wind Atlas. Roskilde (Denmark) : RIS0 National Laboratory, 1989.

4. EMD International A/S. WindPRO - version 2.6. Aalborg, Danemark: EMD International AIS.

5. Katie, 1., Hojstrup, J. and Jensen, N.D. A Simple Model for Cluster Efficiency.

Rome (Italie): European Wind Energy Association (EWEA), Conference and Exhibition, 7-9 Octobre 1986.

6. Albers, A. O&M Cost Modeling, Technical Losses and Associated Uncertainties.

Varel (Germany) : Deutsche WindGuard Consulting GmbH, 2009.

7. Norme IEC 61400-1. Wind turbines - Part 1 : Design requirements. 3ième edition.2005.

8. Norme NBN B03-002-1. Actions du vent sur les constructions - Généralités -

Pression du vent sur une paroi et effets d'ensemble du vent sur une construction.

1988.

9. Larsen, G.C, Hojstrup, J and Madsen, H.A. Wind Fields in Wakes. Gothenburg (Sweden) : EUWEC (European Union Wind Energy Conference) '96, 1996.

10. European Wlnd Turbine Standard Il 1999. ECN-C-99-073.

AlREi,AS/'IrJT/0231762/000/0l· Ed. 2013/01/18 16/16

TRAC.TEBEL Engineering G-o� -s'-"'ez

TRACTEBELENGINEERING Avenue Ariane, 7 - 1200 Brussels - BELGIUM tel. +32 2 7 73 99 11 - fax +32 2 7 739900 engineering@gdfsuez.com

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1509001 torI1AfD Our ref.:

TS: OHSAS18OO1

CERnAEO AIRENAS/4NT/0263182/000/02

N"m3 .... , l'lW·"·i' Imputation: P.003978/0074

Client :

Project : AE - Etude de vent P50/P90

Subject : Parc éolien HONNELLES - Calculs de production

Comments:

TECHNICAL NOTE

� "li. .g � '" < en �

------------------------------------------------------------------ .�

02 13/01/21 FIN *M. Vannérum

01 12/10/25 FIN *M. Vannérum

00 12/10/24 FIN *M. Vannérum

*0. Moreau *H. Macau

*D. Alen '0. Moreau

*D. Alen *H. Macau

*D. Terrie

*0. Moreau

*H. Macau

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1 � '0

i --------------------------------------------------------------------------------------------------------- �

REY. YV/MM/DD STAT. WRITTEN VERIFJED APPROVED VAUDATED � �

"This docurœnt is fully electronically signed on 22/01/2013.

lllACTEBEL ENGINEERING S.A. - Regisœred Office: Avenue Ariane 7 - 1200 Brussels - BELGIUM VAT:BE 0412 639 681- RPM/RPR Brussels: 0412 639 681- Bank account - IBAN: BE743751ooB43707 - BlqSWIFT: BBRUBEBB

PARK EOLIEN HONNELLES - 6 EOLIENNES

Calculs de production

TABLE DES MATIERES

1. INTRODUCTION .. .. .. ... . .... ................................... ............. . . . . ..... . .......... . ... .................. . 5

2. CONCLUSION ............................... ............................................................................ . . 5

2.1. Etude de production ............................................................................... ....... 5

2.2. Validation de l'adéquation: éolienne - climat de vent ................................. 6

3. DESCRIPTION DU PROJET ET SITUATION ....... ........................... . ...... . ..... .. ............ . ....... 7

4. IMPLANTATION ET CHOIX DES EOUENNES .......... ..... .... . .. .. . ... ... ....... . . ........ . . . . ............... 8

5. CUMAT DE VENT . . . . . . .............. . . . . ..... .... .... ............. . ................. ...... .......... .................... 9

6. PRODUCTION ............ .... ....... . ... . . . . . .. . ......... ...................... ... ........... ....... .. . . . ..... ... ....... 10

6.1. Production brute ................ .................. .............................. ......................... 10

6.2. Production nette ........ . . . .... ........................................................ ............... ... 12

7. CERTIFICATION DES TURBINES . . ......... . ..... . ... . .. . ..... . . ...... .... .. ... ..................... .. ... .. ...... 14

8. ANALYSE D1NCERTITUDE ....... . . ...................... ... .................. . . . . . .. .... . .. ..... . . ... ... ........ ... 16

9. BIBUOGRAPHIE .......... .. . .. .. .. . .. . ..... . . . .... ... .... ..... .... ............... . . . .... ............................... 17

AIRENASj4NT/0263182/000/02· Ed. 2013/01/21

1. INTROD UCTION

Ce rapport présente les résultats de l'analyse du potentiel éolien pour le site de Honnelles, près de la frontière avec la France. Il s'agit:

• de comparer les productions d'énergie attendues pour différents types d'éoliennes;

• de vérifier la bonne adéquation entre les éoliennes considérées et le climat de vent local.

L'ensemble des informations qui ne sont pas propres à ce projet mais concernent la méthodologie de TE sont présentées dans (1).

2. CONCLUSION

2.1. Etude de prod uction

Les coordonnées des 6 éoliennes sont reprises dans le Tableau 3 en §4. La vitesse moyenne dans le parc varie entre 6.3 et 6.4 mis à 100m. Les productions P50 et P90 nettes du parc, ainsi que les heures équivalentes correspondantes, sont reprises dans les Tableaux 1 et 2.

Produd:ion nette (MWh/an) GE 2.75- Nl00 à 3.2M114 103 à 100m à 123m 97.5m

Tobil P50 nette 38 435 37 331 50 254 pour le

parc P90 nette - 1 an 32 732 31 917 43 165

P90 nette - 10 ans 34 087 33 17 5 44 7 67

P90 nette - 20 ans 34 17 5 33 256 44 87 0

Eolienne P50 nette 6 406 6 222 8376 moyenne P90 nette - 1 an 5 455 5 320 7 194

P90 nette - 10 ans 5 681 5 529 7 461

P90 nette - 20 ans 5 696 5 543 7 47 8

TABLEAU 1 : PRODUCTION P50 ET P90 NETTE DU PARC

FLEOH net (h/an) 1 GE 2.75- 1 Nl00à 3.2M114 3.2M114

103 à 100m à 123m à 93m 97.5m

FLEOHSO 2 304 ,2 489 2 642 � '123_ - � - -- --

FLEOH90 - 1 an 1 962 2128 2 269 2058 1 1 FLEOH90 - 10 ans 2 044 2212 2 354 1 2151 FLEOH90 - 20 ans 2 049 2217 2 359 2156

TABLEAU 2 : FLEOH P50 ET P90 NET DU PARC

3.2M114 à 93m

46 086

39 327

40 912

41 015

7 681

6 554

6 819

6836

3.4MI04 à 128rn

2 305

1 958

2 0'12

2 047

3AM I04 à 128rn

46 608

39 595 . - - --

41281

41390

7 7 68

6 599 6 880

6 898

3.4MI04

à 96.5m

'2097

1758 1_�5q 1855

3.4MI04 à 96.5m

42 399

35 7 52

37 403

37 511

7 066

5 959

6 234

6 252

AIREriAS/4NTl0263182/000/02· Ed.2013/01/21 5/19

2.2.

En considérant les types d'éoliennes ne dépassant pas les 150 m de hauteur

total :

Les productions (P50) les plus élevées sont atteintes avec les turbines de type REpower 3.2M1 14 (à 93 m) et 3.4M104 (à 96.5 m), grâce à leur diamètre de rotor plus important. Les FLEOH les plus élevées sont quant à elles atteintes avec les éoliennes de type REpower 3.2M114 et Nordex NIOO-2500, pour lesquelles le ratio Puissance Nominale / Surface de Rotor est plus faible que les autres types de turbines.

En considérant tous les types d'éoliennes:

Les productions (P50) les plus élevées sont atteintes avec les turbines de type REpower 3.2M114 (à 123 m) et 3.4MI04 (à 128 m), grâce à leur diamètre de rotor plus important et leur hauteur de mât élevé. Les FLEOH les plus élevées sont quant à elles atteintes avec les éoliennes de type Nordex NIOO-2500 et REpower 3.2MI14, pour lesquelles le ratio Puissance Nominale / Surface de Rotor est plus faible.

Le choix de l'éolienne la plus optimale d'un point de vue technico-économique pour le site ne doit pas se baser uniquement sur une comparaison des productions ou des FLEOH mais doit faire l'objet d'une analyse économique complète.

Plus de détails sont disponibles dans la section 6.

Validation de l'adéquation éolien ne - climat de vent

La certification des éoliennes pré-sélectionnées vis-à-vis des vitesses de vent est suffisante pour leur permettre de supporter les climats de vent attendus sur le site.

Par ailleurs, 5 des 6 types d'éoliennes pré-sélectionnées sont certifiées suivant une classe de turbulence assez élevée pour supporter les turbulences (ambiante et totale) attendues sur le site dans cette configuration de l'implantation. Le type d'éoliennes GE 2.75-103 est par contre susceptible de présenter un dépassement des limites de turbulence à hauteur de la turbine numéro 2 dans une direction de vent secondaires, à savoir Ouest. Les autres turbines présentent aussi des dépassements de turbulences, mais moins importants. Pour ces éoliennes les dépassements proviennes soit de direction peu venteuses ou proviennes de direction plus venteuse, mais le dépassement est moindre.

AIREI�AS/4in/026J 182/0CO/02· Ed. J0I3/01/21 6/19

3. DESC RI PTION D U PROJET ET SITUATION

Le parc de Honnelles se situe en zone agricole, proche de la frontière avec la France; à l'ouest du village de Honnelles. A proximité du parc se situent les entités de Sebourquiaux (France), Rombies-et-Marchipont (France) et Angreau (Belgique). Le parc se situe entièrement en commune de Honnelles. Le terrain est légèrement en pente.

Les sols ont majoritairement une vocation agricole.

Les coordonnées des éoliennes ont été communiquées par le client et sont données dans le §4.

FIGURE 1 : SITUATION DU PARC EOLIEN.

Tractebel Engineering n'a pas effectué de visite de site dans le cadre de cette étude.

AIRF.NAS/4NT/0263182/000/02 · Ed. 2013/01/21 7/19

4. IMPLANTATION ET CHOIX DES EOLIENNES

L'implantation a été communiquée par le client et se trouve dans le Tableau 3.

Eolienne

1 2 3

4 5 6

Coordonnées (Lambert 1 Altitude au dessus du niveau

72 de la mer (m)

x y z 100237 117 695 60 100 675 117 729 62

100234 116 967 70

lQQ 797 117155 70 100395 116378 80 100 947

r _. .-116375 80

TABLEAU 3: COORDONNEES LAMBERT 72

A la demande du client, la présente étude est réalisée pour les éoliennes suivantes:

Constructeur GE NordeX REpower REpower REpower REpower

Type GE 2.75- Nl00 3.2M114 3.2M114 3.4M104 3.4Ml04 193

Puissance de l'éolienne 2.78 2.50 3.17 3.17 3.37 3.37 , , , (MW)

,Dlilm� du rotor (�) 103.0 1°9.0 114.0 114. 0 104.0 104.0

Hau�!lr � n�l� �m) 97.5 100.0 123.0 93.0 128.0 96.5

C1asseIEC IIIB lIA lIA lIA lIA lIA

TABLEAU 4 : lYPES D'EOUENNES CONSIDERES DANS C ETTE ETUDE

Les courbes de puissance sont données en Annexe 1 sous forme de tableau en fonction de la vitesse du vent.

AIRENAS/4NT/0263 182/000/02· Ed. 2013/01/21 8/19

5. CLIMAT DE VENT

Sur base de la méthodologie exposée dans (1), le climat de vent local du site est calculé à la hauteur de moyeu des éoliennes considérées. Le climat de vent local est caractérisé par les paramètres de Weibull présentés au Tableau 5.

m

100.0

Vitesse moyenne du vent

mIs 6.36

TABLEAU 5: CLIMAT DE VENT LOCAL A 100 M - PARAMETRES DE WEIBULL ET VITESSE MOYENNE

=---±--±-±- E

FIGURE 2 : ROSE D'ENERGIE (ENERGIE EN KWH/W/AN) (A GAUCHE) ET ROSE DES VENTS (FREOUENCE EN %) (A DROm) ATTENDUE AU CENTRE DU PARC A 100M.

AIRENAS/4NT/0263182/000/02· Ed. 2013/01/21 9/19

E � e c. c. .. c: li 1:: ;: .g c. � 0 É ;: c: .. '0 '0 � .E �

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6. PRODUCTION

6.1. Production brute

Les productions brutes pour chaque éolienne et pour l'ensemble du s ite, calculées selon la méthodologie exposée dans ( 1 ), se trouvent dans les tableaux ci-dessous. Elles sont présentées en MWh/an et en nombre d'heures équivalentes à pleine puissance (FLEOH ou Full Load Equivalent Operating Hours).

Eolienne Production brute (pertes de sillage non'comprls) (MWh/an) GE 2.75-103 N1DO à 3.2M114 1 3.2M114 3.4M104 3.4M104

à, �7.� 100m à 123m à 93m à 128m à 96.5m

1 7 040 6 876 9 292 1 8 430 8 600 7 721 -

2 7 089 6 907 9 299 8 480 B 594 7 776

3 7 089 6 910 9 288 8 490 8 588 7 775

4 7 092 6 915 9 288 8 489 8 590 7 779

5 7217 7 030 9 281 8 640 8 588 7 930

6 7260 7 063 9 279 8 694 8 580 7 990

Moyenne 7 131 6 950 9 288 8 537 8 590 7 828

Total 42 786 41 101 55 721 51 223 51 541 46 969

TABLEAU 6: PRODUCT10NS BRUTES, PERTES DE SIUAGE NON-COMPRISES

Eolienne Rendement (Ofa)

GE 2.75-103 N1DO à 3.2M114 3.2M114 3AM104 3.4M104 à 97.5m 100m à 123m à 93m à 128m à 96.5m

1 97.4 97.0 96.8 96. 7 97.1 97.1

2 93.8 93.5 �3: 1 92.6 93.3 92.8

3 97.3 96.9 96. 6 96.5 97.1 97.1

4 93.9 93.5 93.3 92.7 93.4 92.8

5 98.4 98.1 97.9 97.9 98.2 98.3 . .

6 97. 6 97.4 97.1 97.0 97.3 97.2

Moyenne 96.4 96.1 95.8 95.6 96.1 95.9

Minimum 93.8 93.5 93.1 92.6 93.3 92.8

Eolienne Pertes de sillage (Ofa) GE 2.75-103 N1DO à 3.2M114 3.2M114 3.4M104 3.4M104

à 97.5m 100m à 123rn à 93m à 128m à 96.5m

1 2.6 3.0 3.2 3.3 2.9 2. 9

2 6.2 6.5 6.9 7.4 6.7 7.2

3 2.7 3.1 3.4 3',5. 2.9 2.9

4 6. 1 6.5 6.7 7.3 6.6 7.2 .

5 1.6 1.9 2.1 2.1 L8 1 .7

6 2.4 2.6 2 . 9 3,0 2.7 2.8 . Moyenne 3.6 3.9 4.2 4.4 3.9 4.1

Maximum 6.2 6.5 6.9 7.4 6.7 7.2

TABLEAU 7: EFFICACITE POUR LES EOLIENNES PRE-SELECT10NNEES ET PERTES DE SILLAGE

AIRENAS/4NT/0263 182/000/02 · Ed.2013/0l/21 10/19

� c. c. ..

Eolienne Production brute m=1lm 1&: JllliIIHlli ID,II.!� (MWh/an)

GE 2.75-103 N100 à 3.2M114 3.2M114 3AM104 3AM104 à 97.5m !OOm

1 à.1_�3!.'" à 9� .� .1�. �.?6.5m

1 6 857 6 670 8 99.5 1 8 152 8 351 7 497

J i 2 6 650 6 458 8 657 1 . ? 8.52 • . 8 018 7 216 - , . 3 6 898 6 695 8 972 8 193 . � 3}9 7 549 . . 4 6 659 6 465

1· 8 � 7 869 � � . . . - 7 219

5 7 101 6 897 9 q86_ 8 459 8 433 7 795 6 7 086 6 880 9 010 8 433 � 349 7 766

M�� 6 875 6 677 8 898 � !-6;0 - 8 252 7 StJ7

Total 41 250 40 065 1· 51 386 48 9511 49 513 45 042

MW Installé 16.68 MW 15.00 MW 19.02 MW 1 19.02 MW i 20.22 MW 20.22 MW

Eolienne RBJH brut c-,-)

. GE 2..75-103 ruoo i 3.2Jtl14 3.2M114 1 3AMJ04 3.MI104

l' � ??� 1 � ' 1 � � � � � � i � 1 _2 �§?

-1 2 668 2 837 2572 2 47 8 2 225

2 2 392 1 2 583 2 731 2 477 2 37 9 2 141 - - 1 � 2 481

1 2 678 j �_1!.3(L 2585 2 474 2 240

.4 2 3�.s 2 586 1 . 2 734 2 482 � 2 381 2 142 5 . . _� _5S4. 2 759 � 86.� 2 668

L 2 502 2 313 - -

6 2 549 2 752 J 2.842 2 660 2 47 7 1 2 304 � .� 2 473 2 571 2 807 2 574 2 .... 9 j _ _ 2 � - - 1 Fad:euT de 2S.2"Mt 3Q.5lM, 1 3Z.O"lio 29 ..... 2Il.O'9Iro 25Al'Ko cts.ge

TABLEAU 8: PRODUCTIONS BRUTES & FLEOH BRUTS POUR LES EOLIENNES PRE-SELECTIONNEES, PERTES DE SILLAGES COMPRIS

Cette production est calculée pour une masse volumique moyenne de l'air de 1 .223 kg/m3 sur l 'ensemble du parc, pour des machines non bridées et fonctionnant à 100% de leur courbe de puissance.

L' implantation du parc est perpendiculaire à la direction ouest-est et la distance

minimale entre 2 éolienne dan la direction des vents dominants est de plus de 850 m, de sorte que l'efficacité moyenne est bonne (>95%) pour tous les types de machines.

Tous les modèles considérés ont un diamètre de rotor de variant de 100m à 1 1 4m.

La puissance nominale varie quant à elle de 2.5 MW à 3.37 MW selon le modèle. C'est la 3 .2M l 14 qui a la production la plus importante, que ce soit dans la catégorie « hauteur maximale > 150m » ou « hauteur maximale :::; 1 50m ».

Le choix de l'éolienne la plus optimale d'un point de vue technico-économique pour le site ne doit pas se baser uniquement sur une comparaison des productions ou des FLEOH mais doit faire l'objet d'une analyse économique complète.

i\JP.ENAS/4NT/0263 [82/000102 · Er) 'l0 U/n i/ 2 i 1 1/19

6.2. Production nette

Afi n de déterminer la production nette, les pertes suivantes sont prises en oompte, selon le retow' d ' expérience du développeur « Eneco Wind Belgium » :

Valeu.r

Pertes électriques 2.50%

Maintenance des éoliennes Maintenance de la sous-station

Indisponibilité du réseau électrique

p_� ,(PO,uf Jyp� nr·tl)�_ �� �,�M 1941 . 0.50%

Indisponibilité du réseau télecom

Pertes dues à un Impact d'éclair - i- - . .

Consommation propre d� �lfe�ne�, Inspections il " ' " réglementaires, visites

pertes d'hystérésls " _ . � __ • •

Pertes d ues il Ja gl�œ

rndlspon bllltê moyenne sur lS ans

PsIes tables

0.10%

0.30%

0. 10%

0.10%

0.40%

0.00%

0.5%

2.5%

TABLEAU 9 ; PERTES SUR lA PRODUCTlON BRUTE PRISES EN COMPTE

MRfNIIS/"NT/D26J 18ljOOO/Ol · éd. lQlJ,IO I{ll 12/19

Eolienne 1 1

2

3

4

5

6

Moyenne

Total

GE 2.75-103

..

à 9".�_ 6 389

6 1 96 - - - - -6 427

6 205

6 617

6 602

6 406

38 435

NI00 à 100m 6215

6 017

6239 . 6 024

6 426

6 410

6 222

37 331

Production nette (MWh/an)

3.2M114 à 123m 8 467

" 13 149 • •

8 446 - - - . . B 157 8 553

8 481

8 376

50 254

3.2M114

. . .

� 93m 7 673

7 391 4 _ _ 4 _ _

7 712

7 408

7 963

7 939

7 681

46 086

3.4MI04 3.4MI04 à 128m à 96.5In

7 861 7 057

7548 6 792

7 849 7 106 _ .

7552 6 795

7 938 7 338

7 859 7 310

7 768 7 066

46 608 42 399

TABLEAU 10 : PRODUCTIONS NETTES POUR LES EOLIENNES PRE-SELECTIONNEES

Eolienne

1

2

3

4

5

6

Moyenne

Fadeur de charge

GE 2.75-103 à 97.5rn

2298

2229

2 312

2232

2 380

2 375

2 304

26.3%

. -

Nl00 à 100m

2 486

2 407

2 495

2 41 0

2570

2564

2 489

28.4%

FLEOH net (h/an)

3.2M114 à 3.2M114 3AMI04 123m à.93m à 128m

2 671 2 421 2 333

2571 � 3}f 2240

2 664 2 433 2 329

2573 2 '}3? _ 2241

l ' 2 698 2. 512 2 356

2 675 2 504 2 332

2 642 2 423 2 305

30.2% 27.7% 26.3%

TABLEAU 1 1: FLEOH NETS POUR LES EOLIENNES PRE-SELECTIONNEES

3AMI04 à 96.5rn

2 094

2 016

2 109

2 016

2 177

2 169

2 097

23.9%

Les tableaux 10 et I l présentent une moyenne de la production sur 1 5 ans. Dans le cadre d'une analyse financière, la variation d' indisponibilité, et donc de production, au fil des ans doit être considérée.

AIRENAS/4NT/0263182/000/02 . Ed. 2013/01/21 13/19

7. CE RTI FICATION DES TU RBINES

Puisque le paramètre k de Weibull est supérieur à 1,8 d'après la vitesse moyenne obtenue à partir du climat de vent local (Tableau 5), les relations présentées dans la norme IEC 6 1400- 1 (3) entre la vitesse de vent moyenne, la vitesse de vent de référence1 et la vitesse de vent extrême VeS02 sont supposées valables. De ce fait, la vitesse de vent moyenne permet de déterminer la classe d'éolienne à prévoir pour le site au sens de la norme IEC 6 1400-1 .

La vitesse moyenne calculée montre que les éoliennes doivent être certifiées au minimum suivant la classe III de la norme IEC 6 1400-1 (3). La vitesse de vent extrême (VeSO) pour-Iaquelle les-turbines-sont certifiées est alors de 52.5 mis maximum, ce qui correspond à une vitesse de vent de référence de 37.5 mis. Toutes les éoliennes considérées répondent à cette exigence.

Suivant la norme NBN B03-002- 1 (4) l'intensité des turbulences ambiantes est supposée indépendante de la direction et de la vitesse de vent. Toujours suivant la même norme, le type de terrains environnants a été considéré comme des terrains de classe III dans la direction ouest-est (à cause de la présence de zones habités à l'est, Honnelles, et à l'ouest, Rombies - et -Marchipont, du parc) et de classe II dans la direction nord-sud (comme les environs sont essentiellement caractérisés par des zones agricoles). L'intensité des turbulences ambiantes à hauteur d'axe de 1 00 m est évaluée à 1 5,7% pour le terrain de classe III et 1 3,8% pour le terrain de classe Il En y sommant les turbulences induites, calculées suivant la méthodologie de ( 1 ) , on obtient l'intensité de turbulence totale.

Les éoliennes considérées, à l'exception de la GE 2.75- 1 03, certifiées classe A suivant la norme internationale IEC 6 1 400 - 1 (3), supporteront les niveaux de turbulence totale attendus. Par contre, on observe quelques dépassements pour les éoliennes de classe B, à savoir la GE 2.75-1 03. Les dépassements restent limités pour la plus part (éolienne 3 à 6) Pour ces éoliennes les dépassements proviennes soit de direction peu venteuses ou proviennes de direction plus venteuse, mais le dépassement est moindre. Pour l'éolien numéro 2, le dépassement est légèrement plus important car les dépassements sont causés par l'éolien numéro 1 avec des vents venant de l'ouest, qui sont plus fréquents. Par conséquence l'éolienne 1 présente des dépassements du même niveau, mais de nouveau ici le dépassement provient de secteurs peu venteux (est)

En outre le niveau de turbulence ambiante reste une hypothèse et n'est pas le résultat d'une campagne de mesure sur site.

La valeur maximale attendue pour trois vitesses de vent dans l'intervalle [0,2V,ef ;0,4vred est reportée au Tableau 12, tout type de turbine confondu.

1 V,ef = valeur extrême de la vitesse de vent moyenne sur 10 min, avec une période de retour de 50 ans

2 VeSO = vitesse de vent extrême (moyenne sur 3 secondes) avec une période de retour de 50 ans

AIRENAS/4NT/0263182/000/02 · Ed. 2 013/01/21 14/19

GE 2.75-103 (éolienne numéro 1)

V'�se d� vent

Turbulence ambiante - - � - _ . - . - ---Turbulence totale

Critère lEC - Classe 8 secteur

Acœptabll!té

GE 2.75-103 . _ {�!!�I!!.I!.�m.� �L

YItiesse cie vent

Turbulence ambiante - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Turbulence totàle - - - - - � - - - - - - - - - - - - - - - - -

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�r Ac:Jœptabllib\

.... lveau de turbulences

7.5 rn/s _ _ _ 1 1.5 mis 14.5 m./s 13.8 - 15.7 13,8 - 15.7 13.8 - 15.7

21.7% 18.8% 17.1%

2 1.0% 17.6% 16.5%

Est Est Est Not OK Not OK Not OK

Niveau de turbulenœ5

7.5 mis U.S mis 14.S_r!)/.S

13.8 · 15.7 13.8 - 15.7 13 .. 8 - 15.7

21.7% 18.8% 17.1%

21.0% 17.6% 16.5%

Ouest Ouest Ouest

Not OK Not OK Not OK

TABLEAU 12: VERIFICATION DES NIVEAUX DE TURBULENCES

AIREf4AS/4tITj0263UI2/000/02 · Ed, 7.0I VOI/21 15/19

8. ANALYSE D'INCE RTITU DE

Pour analyser la preClSlon du calcul de production, les marges d'erreur des paramètres statistiquement indépendants qui entrent en ligne de compte ont été évaluées et sont reportées ci-dessous. Ces paramètres sont présentés plus en détails dans (l ):

Type Mesure de vent

Variabilité interannuelle

Extrapolation verticale pa r WAsP

Données d'Input, obstacles

Pertes et disponibilités

Perte de sillage (modèle WindPRO)

Courbe de puissance

Variabilité à long terme du vent

TABLEAU 13 : INCERTITUDES

Effet sur

vitesse de vent

Production

NIveau (%) 2..5 8.0 5.0 2.0 0.0

30% des pertes de Sillage

10%

6.5

Selon la méthodologie de (1), sur la base de ces niveaux d'incertitudes indépendantes, on déduit, pour chaque type de turbine, les degrés d'incertitude pour un intervalle de confiance de 95% et les valeurs de P90 associées.

Niveaux GE 2.75- Nl00 à 1 3.2M114 à 1 3.2M114 à 3.4Ml04 à ! 3.4Ml04 à d'incertitudes à 103 à 100m 123m 93m 128m 96.5m

95% de confiance 97.5m 1 an ! % 22.7% 22.2% 21.6% 1 22.4% 23.0% 24.0%

10 ans 17.3% 17.0% 16.7% 17.2% 17 .5% 18.0%

20 ans 16.9% 16.7% 16.4% 16.8% 17.1% 17.6%

TABLEAU 14: NIVEAU D'INCERTITUDE A 95% DE CONFIANCE A L'HORIZON l, 10 ET 20 ANS

P90 nette GE 2.75- l Nl00 à 1 103 à 100m 3.2M114 1 à 123m

3.2M114 à 93m

3AM104 à 128m

3.4Ml04 à 96.5m

Total pour le parc

1 an MWh/an

10 ans

20 ans

Eolienne 1 an MWh/an moyenne 10 ans

20 ans

97.5m

3.4 F�

� 455. 5 681 5 696

33 256

5 320

5 529

5 543

TABLEAU 15 : P90 NEnE A L'HORIZON 1 , 10 ET 20 ANS

43 165

44 7 67

'14 670 7 194

7 461

7 478

39 327

40 912

41 015

6 554

6 819

6 836

_ 3: �:�

_ _ J 41 281

41 390 6 599

6 880

6 898

35 752

37 403

37 511

5 959

6 234

6 252

AIRENAS(4NT(0263 182(000(02 · Ed. 2013(01(21 16/19

9. BIBLIOGRAPHIE

1 . Tractebel Engineering (GDF S U EZ). Méthodologie - Evaluation du potentiel venteux. Bruxel l.es : Power & Gas - Tractebel Engineering (GDF SUEZ) 20 1 2.

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2. Tractebel Engineering (G DF SU EZ). Minute of Meeting - Presentation Of TE methodology for Energy Yield Study. Brussels : Power & Gaz - Tractebel Engineering (GDF SUEZ) 20 1 2 . A I RENA /4A Rl0245394/0.

3. Norme TEe 6 1 400-1. Wind turbines - Part 1 : Design requirements. 3 ièrne

edition. 2005 .

4. Norme N BN B03-002- 1 . Action du vent sur le con tructions - Généralités -Pression du vent sur une paroi et effets d'ensemble du vent sur une construction. 1 988.

AIRENAS/4NT/0263 182/000/02 · Ed. 2013/01/21 17/19

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ANNEXE 1 . COU RBES DE PUISSANCE

GE 2.75 - • NlOO 3.2M114 3.4MI04 103 2500

Vitesse d� Puissance Puissance Puissance Puissance vent [kW] [kW] [kW] [kW] I,!,!sJ 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 . 2 0 0 0 0 3 17 3 18 28 4 103 101 144 87 5 249 _ _ 1 256 319 246 - - - -6 467 472 590 471 7 767 765 969 783 8 1 164 1 148 1 460 1 209 9 1 650 1 615 2 017 1 733 - -

10 2 114 2 108 2 576 2 293 11 2 434 2 401 3 009 2 839 � 12 2 642 2 498 3 170 3 269 c. c. .. 13 2 741 2 500 3 170 3 340 � 14 2 750 2 500 3 170 3 370 3 15 2 750 2 500 3 170 3 370 �

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17 2 750 2 500 3 170 3 370 3 c

18 2 750 2 500 3 170 3 370 :8 :e 19 2 750 2 500 3 170 3 370 .E '"

20 2 750 2 500 3 170 3 370 � E

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