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LES HYDROLIENNES JOUENT LA SIMPLICITÉ

Publié le

Enquête Pour réduire le coût de l'électricité issue des courants marins, les constructeurs d'hydroliennes privilégient des technologies à la fois simples et robustes.

Exploiter les énergies marines reste un métier à risque. En immergeant sa colossale hydrolienne de 1 300 tonnes, au nord de l'Écosse, l'année dernière, le britannique Atlantis Resources ne s'attendait pas à devoir la repêcher quelques semaines plus tard. La machine, censée extraire des courants marins une puissance de 1 MW, est tombée en rade après l'apparition de défauts dans ses pales en matériaux composites « innovants ». L'hydrolienne AK 1000 défaillante a donc été remplacée par sa soeur, l'AR 1000, de même gabarit, mais plus robuste. Atlantis tire une leçon positive de ce faux départ. « Nous avons démontré que nous pouvions enlever ou installer une nacelle d'hydrolienne en moins de 90 minutes », souligne Timothy Cornelius, le président de la société. Un point clé, en effet, tant les coûts d'installation et d'intervention pour maintenance dans un milieu difficile d'accès et souvent hostile peuvent s'avérer pénalisants.

Les acquis de l'éolien

À vrai dire, Atlantis Resources, qui a dans ses cartons un projet de site hydrolien de 400 MW, a tiré bien d'autres leçons de la « casse » de l'an passé. Ainsi, sa nouvelle hydrolienne n'utilise qu'un seul rotor au lieu des deux rotors contrarotatifs de la précédente. Et les trois pales de son rotor de 18 mètres de diamètre sont en résine renforcée de fibres de verre, un composite largement validé par l'industrie. Ces choix ont été dictés par l'expérience et par le souci de tous les constructeurs d'hydroliennes et opérateurs qui se lancent dans l'énergie des courants marins : réduire le coût final du kilowattheure d'électricité. Selon EDF, qui devrait avoir enfin immergé son hydrolienne de 500 kW sur le site de Paimpol-Bréhat, à 15 kilomètres des côtes bretonnes, une division par deux ou trois du coût de l'électricité produite est envisageable... et même nécessaire si l'hydrolien veut être compétitif par rapport à l'éolien offshore. Pour y parvenir, il faut actionner tous les leviers. À commencer par le principe même de l'hydrolienne.

L'hydrolienne ? Une sorte d'éolienne dans l'eau. Loin de s'en tenir à ce principe simpliste, les ingénieurs ont néanmoins essayé d'exploiter au mieux les acquis de l'éolien. À l'image des rotors à pas variable, dont l'orientation des pales varie afin de mieux contrôler la vitesse de rotation en fonction du vent. Marine Current Turbines (MCT), pionnier britannique en la matière, s'enorgueillit d'avoir, en Irlande du Nord, une hydrolienne de 16 mètres de diamètre (SeaGen) qui produit de l'électricité depuis mai 2008. Il revendique la filiation avec les éoliennes. Notamment pour son système à pas variable permettant de limiter la charge sur les pales et d'arrêter la turbine si nécessaire. Son compatriote Tidal Generation, devenu filiale de Rolls Royce, a fait le même choix pour la machine de 500 kW qu'il vient de réinstaller à l'Emec (European Marine Energy Centre), le centre d'essais des îles Orcades, au nord de l'Écosse.

Mais de nombreux projets récents ont fait une croix sur la technique du pas variable. « Nous avons délibérément fait des choix technologiques "rustiques" », souligne Jean-François Daviau, président de Sabella, entreprise quimpéroise qui, après avoir testé en mer un prototype de 3 mètres de diamètre, veut lancer la fabrication d'un modèle de 10 mètres, d'une puissance nominale de 500 kW. L'hydrolienne D10 aura donc un rotor à pas fixe, mais dont les pales de forme symétrique pourront tourner dans les deux sens du courant. La rusticité ayant ses limites, les pales seront en composite à fibres de carbone et non plus en fibres de verre comme dans le prototype de 3 mètres.

La fiabilité, une priorité

Même son de cloche chez Alstom. En 2012, le groupe va tester son prototype Beluga 9 (13 mètres, 1 MW) dans la baie de Fundy au Canada. « Le défi de ce marché est de maximiser la fiabilité des machines. Cela nous incite à utiliser le moins de mécanismes possibles », indique Philippe Gilson, en charge de l'activité Énergies marines d'Alstom. C'est donc une hydrolienne à pas fixe que développe le constructeur français de turbines, qui s'est lancé dans le secteur en 2009 en rachetant une licence exclusive au canadien Clean Current. Le design initial de la machine a par ailleurs été modifié afin de permettre une lubrification à l'eau de mer sans lubrifiants. Dans la Beluga 9, l'énergie des courants est récupérée par le stator situé à la périphérie de l'hydrolienne (et non au centre, comme dans une éolienne). C'est aussi le principe de l'hydrolienne testée par EDF, conçue au départ par le britannique OpenHydro. Dans les deux cas, un carénage canalise, et parfois accélère, le flux d'eau vers le rotor. En outre, EDF a mis en oeuvre l'intelligence de ses outils de simulation numérique dans le but, là encore, de simplifier la machine - en réduisant le nombre de pales - et d'optimiser son hydrodynamisme.

Pour un équipement déposé au fond de la mer et difficilement accessible, la fiabilité est une priorité. « On vise cinq ans sans intervention de maintenance », rappelle Philippe Gilson. Impossible, pourtant, de ne pas prévoir d'interventions sur les machines. Avec des engins pesant des centaines de tonnes, voire plus de 1 000 tonnes, la modularité, qui consiste à séparer la turbine proprement dite de son support, est devenue la règle. « En cas de besoin, il faudra seulement remonter quelques dizaines de tonnes », précise-t-on chez Sabella. La turbine OpenHydro d'EDF est installée sur un tripode et l'ensemble (1 000 tonnes) simplement posé au fond de l'eau, par effet de gravité. Un système d'implantation ultra-simple, mais qu'on ne peut pas réaliser partout. Tidal Generation, par exemple, préfère sécuriser l'installation de son tripode par trois pieux. Autre enjeu du système d'installation : accéder à la turbine. Pas question d'envoyer des plongeurs ou des véhicules sous-marins téléguidés dans des zones justement choisies pour leurs forts courants... Les constructeurs ont donc mis au point des systèmes de fixation et de connexion électrique de la nacelle, permettant de la débrancher facilement, pour la tirer hors de l'eau et la ramener à terre si nécessaire. Des barges ou bateaux équipés de grues doivent être en mesure de faire le travail. L'allemand Voith Hydro, qui prépare un prototype de 1 MW avec l'opérateur RWE, a développé un module de récupération de nacelle pouvant être fixé à l'arrière d'une barge, sans recourir à des navires spécialisés, comme ceux utilisés dans le pétrole offshore. L'hydrolienne OpenHydro d'EDF bénéficie, elle, d'une barge spécialement fabriquée par STX : un « catamaran » de 58 mètres de long et 35 mètres de large disponible immédiatement en cas d'incident.

Des tailles raisonnables

Face à ces projets, une machine comme la SeaGen, avec ses deux rotors jumeaux, ses lourdes fondations et sa structure dépassant de la surface de l'eau, peut déjà sembler antédiluvienne. C'est dur d'être un précurseur ! Mais l'effort de développement se poursuit. Les hydroliennes à deux rotors contrarotatifs n'ont peut-être pas dit leur dernier mot : « Ce système permet d'extraire 5 à 10 % de puissance en plus et diminue les charges sur la structure », déclare Timothy Cornelius, le patron d'Atlantis Resources. Des machines plus grandes sont en préparation. Le projet Orca mené par Alstom (avec EDF, l'Ecole centrale de Nantes, l'Ifremer...) testera, à partir de 2013, un modèle de 20 mètres de diamètre. Non pour monter en puissance, plutôt pour exploiter des zones à plus faibles courants. De toute façon, vu la configuration des sites disponibles (profondeur, vitesse des courants), il semble difficile d'évoluer vers des machines toujours plus grandes et plus puissantes, comme dans l'éolien. En revanche, des hydroliennes de taille raisonnable, telle celle immergée par EDF, voire plus petites, verraient leur puissance grimper dans des sites plus « énergétiques ». À Paimpol-Bréhat, les courants ont une vitesse de 2,5 à 3 m/s. Au raz Blanchard, un autre site à l'étude de plusieurs centaines de mégawatts, on passerait à 6 m/s ! À condition que les hydroliennes tiennent le choc.

LES PARAMÈTRES D'UNE HYDROLIENNE

Le rotor À pas fixe ou variable (les pales sont fixes ou orientables), il constitue la partie mobile qui recueille l'énergie des courants et qui est soumise à de fortes contraintes. La fondation Elle doit assurer la pérennité de l'hydrolienne, tout en facilitant sa remontée pour la maintenance. Elle doit aussi respecter le site sous-marin. Le courant La vitesse des courants de marée (plusieurs mètres par seconde) détermine la puissance que pourra afficher une hydrolienne. Et les charges qu'elle devra endurer.

DES HYDROLIENNES HORS NORME

HYDRA TIDAL NORVÈGE Installée depuis l'été 2010 dans les îles Lofoten, au nord du cercle polaire, l'unité de production flottante Morild II est constituée de quatre turbines comportant chacune deux rotors. L'ensemble est crédité d'une puissance de 1,5 MW. Orientables, les pales sont fabriquées en bois. HYDROQUEST FRANCE Les hydroliennes Harvest, à axe vertical, sont issues du laboratoire Legi de Grenoble INP et développées par Hydroquest, avec EDF. Destinées plutôt à l'exploitation des courants fluviaux, elles se composent de plusieurs turbines empilées sur un même axe de rotation. Deux colonnes contrarotatives juxtaposées stabilisent le système. TIDENG DANEMARK Un socle posé au fond supporte un rotor constitué de six ailerons rétractables, qui se déploient en fonction du courant. Avec ce dispositif, les Danois affirment disposer d'un moyen d'exploiter au mieux la diversité des courants et des sites hydroliens. Un test a été réalisé en bassin au Sintef (Norvège). FLUMILL NORVÈGE C'est un système pour récupérer l'énergie des courants, mais ce n'est pas une hydrolienne : pas de rotor, mais des vis hélicoïdales destinées à capter les courants hydrauliques. Ses concepteurs insistent sur la robustesse de leur procédé, comparé à ceux qui s'inspirent des éoliennes. Un prototype de 1,5 MW doit être testé.

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