A côté de l’histoire de l’éolienne à axe horizontal (HAWT), de type hélice, qui connaît aujourd’hui un succès commercial, il y a l’histoire moins connue de l’éolienne à axe vertical (VAWT). Autrefois considérée comme un concurrent dans l’établissement des normes de conception des éoliennes, les VAWT à l’échelle industrielle sont devenues de plus en plus rares. Cependant, des prototypes de VAWT à l’échelle industrielle apparaissent encore de temps en temps, car on tente d’établir la technologie à axe vertical sur un marché totalement dominé par les machines à axe horizontal. Il s’agit d’une étude rétrospective des projets VAWT à l’échelle des services publics, avec des turbines de 100 kW ou plus.
On trouve des traces de turbines éoliennes à axe vertical aussi loin que la Perse du 9e siècle ou même les hauts plateaux afghans du 7e siècle avant Jésus-Christ. Ces premières VAWT étaient des dispositifs simples basés sur la traînée aérodynamique ; un côté de la turbine était couvert et le vent poussait simplement les pales de l’autre côté. Le VAWT basé sur la portance aérodynamique, bien plus efficace, a été inventé par Georges Darrieus en France dans les années 1920. Il a breveté le VAWT à pales courbes « batteur à œufs » (appelé ici simplement turbine de Darrieus) et le VAWT à pales droites (appelé ici rotor en H). Bien que Darrieus lui-même ait construit un certain nombre de modèles à petite échelle à la fois à pales courbes et à pales droites, les premières VAWT productrices d’énergie, basées sur la portance aérodynamique, ont été construites par son compatriote Jean-Baptiste Morel qui, dans les années 1950, a construit un certain nombre de turbines Darrieus à pales droites, allant jusqu’à 7 kW, dans le sud de la France.
Des chercheurs du Conseil national de la recherche du Canada (CNCR) ont réinventé la VAWT au milieu des années 1960, ignorant apparemment les entreprises françaises antérieures oubliées depuis longtemps.
Les recherches canadiennes ont été redécouvertes dans les années 1970 par les Sandia National Laboratories, qui, outre leur mission principale de développement d’armes nucléaires, avaient été affectés par le ministère américain de l’énergie à l’étude des ressources énergétiques alternatives.
Sandia a construit une turbine Darrieus de 60 kW près d’Albuquerque, NM, en 1976, qui est devenue à l’époque la plus grande VAWT jamais construite. Bien que Sandia ait été au centre de l’effort de développement des VAWT nord-américains au cours des années 1970 et 1980, ils n’ont construit qu’un seul VAWT à l’échelle des services publics (par lequel nous entendons ici ≥100 kW), une turbine Darrieus de 500 kW érigée en 1988 à Bushland, TX. Cette turbine expérimentale se caractérisait par une vitesse variable, une conception sans entretoise et elle était conçue de manière à ce que la plupart des pièces puissent être modifiées à des fins de recherche. L’absence de jambes de force a probablement été le principal facteur permettant d’atteindre un coefficient de puissance (rapport entre la puissance électrique produite et l’apport d’énergie éolienne) de 0,43, ce qui reste très probablement un record pour les VAWT de taille utilitaire.
Les efforts nord-américains de Darrieus
En collaboration avec le CNRC ou Sandia, ou en utilisant la technologie de ces derniers, plusieurs sociétés ont commencé à essayer de commercialiser des VAWT de type Darrieus au cours des années 1970/80.
Au Canada, le fabricant d’aluminium DAF Indal était devenu le principal collaborateur des VAWT avec le CNRC et, en 1977, il a battu le record de taille établi par Sandia l’année précédente avec sa turbine Darrieus de 230 kW, qui a été installée sur l’île de la Madeleine dans le golfe du Saint-Laurent au Québec, au Canada. Cette turbine est également célèbre pour avoir prouvé que les VAWTs peuvent effectivement être auto-démarrées. En 1978, les techniciens ont laissé le rotor désaccouplé du groupe motopropulseur pendant la nuit, mais des vents violents pendant la nuit ont fait passer le rotor en survitesse, ce qui a entraîné la rupture d’un hauban et le rotor s’est finalement mis en tire-bouchon au sol.
En 1983-84, DAF-Indal a construit trois turbines de 500 kW, qui étaient essentiellement des versions plus puissantes de la turbine de 230 kW. L’une des turbines, qui a été placée dans le col de San Gorgonio près de Palm Springs, en Californie, s’est effondrée lors d’un test de tension des haubans avant la mise en service, prenant malheureusement la vie d’un ingénieur qui se tenait au-dessus d’elle au moment de sa chute. Une autre turbine, située à l’Île-du-Prince-Édouard, s’est également effondrée après une rupture de pale en 1985. DAF- Indal a finalement arrêté son programme VAWT, en 1991.
À la fin des années 1970, la société d’aluminium ALCOA, basée à Pittsburgh, PA, a commencé à développer des VAWT dans le cadre d’un accord de transfert de technologie avec Sandia. ALCOA a construit un certain nombre de grandes turbines Darrieus, dont trois machines de 500 kW, qui sont devenues en 1980 le plus grand VAWT construit jusqu’à présent. L’une des turbines de 500 kW, située dans le col de San Gorgonio,
CA, s’est effondrée juste avant la conférence de la Commission californienne de l’énergie de 1981, dans la ville voisine de Palm Springs. Une panne de courant a entraîné une survitesse du rotor, et les pales se sont détachées de leur fixation inférieure et ont tranché les câbles de haubanage avant de s’envoler à une distance d’environ 300 m, et la turbine est tombée au sol. Naturellement, la démonstration prévue a dû être annulée mais, audacieusement, une vidéo de l’incident a été projetée au cours de la conférence, ce qui a valu une ovation de l’auditoire. En fin de compte, ALCOA a annulé son programme VAWT, bien que des parties de celui-ci aient été vendues à la société VAWTPOWER Inc. nouvellement créée, qui a installé 40 turbines dans le col de San Gorgonio entre 1983 et 1984. Cette installation, la première véritable ferme VAWT, était opérationnelle à partir de 1988.
Lorsqu’on parle de fermes VAWT, FloWind vient à l’esprit. FloWind a installé plus de 500 turbines dans le col de Tehachapi, près de Los Angeles, et dans le col d’Altamont, dans la région de la baie de San Francisco. Leurs modèles de 170 kW et 200 kW ont été installés entre 1983 et 1986 et la capacité totale installée s’élevait à environ 95 MW. Lorsque les dernières turbines FloWind sont entrées en service, en 2004, elles avaient produit près de 1 TWh d’électricité au total au cours de leur vie. En 2010, toutes les turbines FloWind avaient été retirées, bien que l’on puisse en trouver des vestiges sous la forme d’une barrière routière à un passage de crête de colline dans le col de Tehachapi.
En 1986, une FloWind-19 a eu une défaillance catastrophique qui a projeté une pale dans une remorque de mesure adjacente, détruisant l’ordinateur DOE/Sandia qui se trouvait à l’intérieur. Ce fut le début de la fin car cela effraya les investisseurs et FloWind fit faillite.
Comme les autres développeurs de turbines Darrieus mentionnés ci-dessus, FloWind utilisait des pales en aluminium, conçues pour fléchir. En raison de la faible capacité de l’aluminium à résister aux contraintes cycliques, cela a conduit à des défaillances induites par la fatigue. En raison de ces problèmes, les éoliennes FloWind ont connu plus de temps d’arrêt que les éoliennes à axe horizontal installées en Californie à la même époque. Après une réorganisation au début des années 1990, deux prototypes à pales en fibre de verre ont été construits, mais cela s’est avéré être trop peu trop tard, et l’une des turbines à pales en fibre de verre s’est effondrée lors de vents violents.
Une conception de turbine Darrieus quelque peu inhabituelle a été utilisée par la société canadienne Adecon, qui a employé une structure en treillis externe pour remplacer les câbles de haubanage. En 1984, ils ont construit une turbine de 17 m et 125 kW sur l’île du Prince-Édouard. L’éolienne, dont le rotor était placé à 17 m du sol, n’a fonctionné que quelques heures avant d’être en surrégime et de s’autodétruire.
Après une réorganisation, Adecon a installé dix turbines de 150 kW près de Pincher Creek, en Alberta. Ces turbines étaient dépourvues du cadre de support du rotor mais utilisaient tout de même des mâts en treillis au lieu de câbles de haubanage. Les mâts en treillis ont induit des résonances qui ont entraîné des défaillances de composants. Deux de ces turbines se sont renversées et la plupart des autres n’ont pas fonctionné la plupart du temps. En 2006, les dix turbines avaient été retirées.
Il faut mentionner la puissante ÉOLE (en français Éole, le souverain du vent dans la mythologie grecque), achevée en 1987 et située à Cap-Chat, sur la rive sud du fleuve Saint-Laurent au Québec. Avec une hauteur totale de 110 m, une masse rotative de 880 tonnes métriques et une puissance nominale de 3,8 MW, ÉOLE a battu tous les records précédents et reste de loin le plus grand VAWT jamais construit.
Ce monstre à pales d’acier et à vitesse variable a fonctionné jusqu’en 1993, date à laquelle le palier inférieur a cassé. Il est agréable de signaler qu’ÉOLE est toujours debout et accueille des visites guidées pendant l’été. Une visite est vivement recommandée : ÉOLE est une légende pour les amateurs d’énergie éolienne et la magnifique péninsule gaspésienne est un endroit formidable dans son ensemble. De façon pratique, il est possible de faire effectuer la visite guidée en anglais et, si vous payez quelques dollars supplémentaires, vous pouvez être emmené sur la plateforme supérieure d’ÈOLE d’où la vue est spectaculaire.
Il y a eu d’autres éoliennes Darrieus à l’échelle utilitaire, même certaines construites en Europe dans les années 1980. Mais les tentatives sérieuses sont devenues de plus en plus rares. Les problèmes de fatigue des pales, la nécessité d’un terrain plat pour permettre la fixation des haubans et les inconvénients d’avoir le rotor si près du sol sont autant de raisons pour lesquelles le « batteur d’œufs » Darrieus n’a pas réussi à s’imposer comme un concurrent des HAWT.
Pendant ce temps en Europe
Partiellement en chevauchement avec les développements nord-américains de Darrieus, les VAWTs ont également été étudiés en Europe, mais ici, la plupart des efforts ont porté sur le concept de rotor en H, qui présente certains avantages par rapport à la turbine conventionnelle de Darrieus. Le plus important est qu’elle est généralement placée au sommet d’une tour autoportante, ce qui rend le rotor plus haut et les haubans inutiles.
Le projet européen de VAWT le plus connu et peut-être le plus ambitieux a été celui de la société britannique VAWT Ltd dans les années 1980/90, qui est né des recherches menées par Peter Musgrove à l’université de Reading au Royaume-Uni.
Au début, le concept de VAWT Ltd présentait une géométrie variable, qui permettait de replier les pales pour réguler la puissance. Mais après avoir évalué une turbine à géométrie variable de 130 kW, érigée en 1986 dans la baie de Carmarthen au Pays de Galles, il a été jugé que la puissance pouvait tout aussi bien être contrôlée par décrochage avec des pales fixes et droites. C’est ainsi que le prototype suivant de 500 kW, érigé en 1990, avait des pales droites. Cette turbine a connu plusieurs défaillances liées à la transmission de puissance et, finalement, une défaillance dévastatrice de l’une des pales en fibre de verre. Peu après, le financement gouvernemental a été interrompu et le projet a finalement pris fin.
Dans les années 1990, l’inventeur et entrepreneur allemand Götz Heidelberg a commencé à développer un concept de rotor en H à vitesse variable et à aimant PM au sein de la société Heidelberg Motor GmbH, basée à Munich. En 1991, leur premier prototype à grande échelle (300 kW) a été installé à Kaiser-Wilhelm-Koog, sur la côte allemande de la mer du Nord. Il utilisait un générateur au sol et était soutenu par des haubans reliés à un palier supérieur permettant à l’ensemble de la tour de tourner (un peu comme une turbine de Darrieus). Après l’abandon du générateur au sol, cinq nouveaux prototypes de 300 kW ont été mis au point. Le grand générateur multipolaire en anneau était placé au sommet d’une tour tripode. Après qu’un problème de soudure ait entraîné la destruction d’une turbine au début de l’année 1995, les autres machines ont été mises hors service et finalement démantelées en 1997. Cela a également conduit à l’abandon d’un développement financé par l’UE d’une version de 1,2 MW du concept et ce fut également la fin de cette entreprise VAWT.
Il convient de mentionner que Heidelberg a installé sa version plus petite de 20 kW pour environnement extrême dans une installation de recherche allemande en Antarctique qui aurait fonctionné pendant 15 ans avant d’être mise hors service en 2008.
Des efforts continus
Si même l’ingénierie allemande ne parvenait pas à faire tenir les VAWT, on aurait pu deviner que le concept devait sûrement être abandonné après le milieu des années 1990. Eh bien non, même s’il a fallu attendre 2010 pour que le prochain prototype de rotor en H à échelle utilitaire soit construit, cette fois par la société suédoise Vertical Wind AB.
En 2010, ils ont érigé un prototype de 200 kW, à entraînement direct et à vitesse variable, près de Falkenberg, sur la côte ouest suédoise. L’éolienne, qui comportait une tour en bois stratifié et un générateur multipolaire à entraînement direct fabriqué en interne, a principalement été utilisée pour des mesures, mais est toujours opérationnelle, bien qu’à une vitesse de vent limitée. Vertical Wind a arrêté son développement après avoir perdu un investisseur clé en 2010, mais fabrique toujours des générateurs.
Tout comme les programmes VAWT de DAF Indal et ALCOA des années 1970/80 étaient des initiatives de producteurs d’aluminium, la société polonaise VAWT Anew Institute, qui est active aujourd’hui, est une filiale du fabricant d’acier Stalprodukt SA. Anew a érigé un prototype de 200 kW en 2015 et, surtout, un prototype de 1,5 MW en 2017, qui vient juste après ÉOLE, le plus grand VAWT jamais construit, en termes de capacité installée. Sans surprise, autant d’acier que possible est utilisé dans la construction, mais heureusement, au moins les pales sont en fibre de verre.
Qu’en est-il des VAWT flottants ?
Les éoliennes flottantes ont (par exemple par l’association professionnelle WindEurope) été identifiées comme une technologie habilitante clé pour une expansion majeure de l’énergie éolienne en mer. Le faible centre de masse de la VAWT se combine bien avec une plateforme flottante, ce qui a provoqué un regain d’intérêt pour le concept, avec un certain nombre de projets de VAWT flottantes lancés au cours des années 2010.
MODEC, une société japonaise spécialisée dans les plateformes flottantes pour l’industrie pétrolière et gazière, a par exemple développé un système de production d’électricité hybride éolien flottant et courant de marée appelé skwid (Savonius Keel and Wind Turbine Darrieus). Le concept consistait en un rotor en H au-dessus de la surface et une turbine Savonius récoltant les courants en dessous. Cependant, leur prototype de 500 kW a coulé deux fois lors de sa mise en service en 2013/14 et MODEC a abandonné ses ambitions en matière de VAWT.
Une autre tentative de commercialisation de VAWT flottants a été faite par la société française NENUPHAR, qui visait à développer une plateforme offshore flottante à deux turbines de plusieurs MW.
Aucun VAWT flottant de grande taille n’a jamais été déployé, mais NENUPHAR a installé un prototype terrestre de 600 kW à Fos-sur-Mer sur la côte méditerranéenne française en 2014 pour lequel différentes configurations de pales ont été testées. Cependant, en 2018, NENUPHAR est entré en liquidation après avoir été abandonné par un partenaire industriel.
Plusieurs autres efforts de développement de VAWT flottants qui aspirent à déployer bientôt de grands prototypes pourraient être mentionnés. Mais cette brève rétrospective se limite aux projets qui, indépendamment du résultat final, comprenaient la construction effective de turbines à axe vertical à l’échelle du service public. Ces projets » papier » sont donc omis ici, mais pourraient faire l’objet d’un futur rapport.
Le créneau flottant ravive l’intérêt
En résumé, après avoir été quasiment éteint, le concept d’éolienne à axe vertical a bénéficié d’un regain d’intérêt ces dernières années, notamment pour les plateformes offshore flottantes. Il est devenu de plus en plus difficile de concurrencer le concept d’axe horizontal, qui s’est développé technologiquement depuis qu’il a battu les VAWT comme standard des éoliennes dans les années 1980, mais le marché de niche flottant pourrait être l’opportunité que les éoliennes à axe vertical attendaient.
Informations sur l’auteur : Erik Möllerström Le laboratoire Rydberg pour les sciences appliquées, Université de Halmstad, PO Box 823, SE-301 18 Halmstad, Suède ()
Pour plus de détails sur les VAWT mentionnées ainsi que sur d’autres projets VAWT plus petits non couverts ici, l’article suivant est disponible en accès libre : Möllerström E, Gipe P, Beurskens J, Ottermo F, ‘A historical review of installed vertical axis wind turbines rated 100 kW and above’, Renewable & Sustainable Energy Reviews, Vol 105 (2019).