Forum de la petite hydroélectricité

dB-) a écrit :le Omega majuscule est probablement la vitesse spécifique de la turbine, exprimée dans un autre système d'unités
Pour toutes les courbes on a Ns = 194 * Omega

Oui

moulino51 a écrit : Ce ne serait pas le nq ?

Nq définie... comment? Pour simplifier (au cas où l'on trouverait l'hydro vraiment trop abordable pour le commun des mortels), on trouve Ns, Nqe et Nqh chez Le Gouriérès, Ns, Nq et 'nu' dans les guides Pacer, sans aller chercher les Varlet, Vivier ou Tenot ! Dans ces diverses formules, je n'arrive pas trop à voir celle qui relierait le Ns en tr/mn à l'omega majuscule et son facteur 190 et des brouettes.

Normalement, le nouveau paramètre adimensionnel de vitesse spécifique est appelé Nqe (voir la norme internationale ci-dessous, page 54), mais pour s'y retrouver dans la formule...
http://webdocs.cs.ualberta.ca/~mgarcia/ ... 20Test.pdf

Bonsoir

CF21 : Effectivement pour un privé, turbnpro n’est pas donné… mais un bon tableau Excel avec les valeurs statistiques de l’Esha ( p170 de http://www.esha.be/fileadmin/esha_files ... SHP_FR.pdf ) , donnent déjà de très bonne idées… (notez que comparer aux autres programmes des BE (Autocad, Mensura, Hammer, etc… ), moins de 1000$, c’est donné ! ).

Pour le GC de la Kaplan, je ne suis pas trop spécialiste là-dedans (je suis plutôt hydraulique et GC), mais de mémoire, comparativement, je pense que la Kaplan à un NS plus grand, d’où plus de risque de cavitation et plus d’énergie cinétique à récupérer à l’aval de la turbine… bref, plus de contraintes sur le diffuseur, donc plus couteux, donc rendement financier peut être affecté…

MHEC :
Par ma phrase « Pour moi, avec un constructeur sérieux, c’est surtout ce quatrième point qui est problématique… » , je voulais juste dire que pour les constructeurs sérieux, les 3 premiers points ne sont pas du tout un problème, car ils sont sérieux…on est donc d’accord sur ça…

Maintenant, pour les pertes de charges, le régime des rivières, l’environnement, je continue à penser qu’un constructeur n’est pas la personne la mieux habilitée… au même titre qu’un BE n’a pas les compétences pour définir le mécanisme qui va modifier les angles d’incidences des pales de la turbine ! Chacun ses compétences…

En ce qui concerne les Francis à la place de Kaplan… je parle de 40 m de chute, d’un bâtiment construit en 1880 avec 3 Francis 1.8 m3/s située 4 m au dessus du niveau de restitution… nous on veut rééquiper le site en 12 m3/s sans modifier l’enveloppe du bâtiment… Et là, la Francis semble gagner… mais on sort du domaine du forum… désolé

Pour les sites de votre type, effectivement avec les faibles chutes, on n’a pas trop le choix sur l’emplacement de la turbine… Et franchement, la Kaplan DR semble idéal pour ce type de configuration avec cette puissance…

Ce que je voulais juste rappeler, c’est qu’il n’y a pas que la turbine qui compte… il y a aussi les alternateurs ( à rdm non constant, ça serait intéressant de l’intégrer dans l'excellente feuille de DB…ça favoriserait un peu les 2 turbines…) et les pertes de charges… et parfois, il est moins coûteux d’investir pour diminuer de 10 cm les pertes de charges (soit 5% sur 2 m de chute brute), que de gagner 5 % de rendement sur la turbine… C'est mon impression...

Cordialement

Blax

J'en profite pour reproduire la courbe des rendements dans le guide ESHA 2005 mis en lien par Blax

Petite précision pour les courbes de rendements qui sont publiés par CF21, la première image représente le rendement par rapport au maximum de la turbine. Il faut donc multiplier les rendements max par le rendement relatif pour un débit relatif donné.

Bonjour,

suite à la remarque de Blax, j'ai recherché un exemple de rendement de machine asynchrone à charge partielle :
Une fois ce paramètre intégré dans mon tableau, ça donne ceci :
Comme pour le premier tableau, il suffit de compléter les cases bleues, les autres sont verrouillées.

Pour mon site (je le précise, pour ne fâcher personne), la combinaison de deux petites turbines hélice rapides (vitesse constante, génératrice asynchrone directement en bout d'arbre, prix réduit) est plus performante qu'une Kaplan seule !
Comme on se prend vite au jeu, la version 3 du tableau est au four, avec plusieurs onglets :
- un onglet avec les débits saisonniers, et tracé automatique de la courbe des débits
- un autre pour le calcul de la chute nette, avec prise en compte des pertes de charges dans les biefs, les conduites et les grilles
- une vingtaine de modèles de turbines au lieu de 7, avec possibilité de personnaliser les courbes
- un choix de une à trois turbines
- avec pour chacune différentes transmissions : directe, courroie, engrenages
- et différents générateurs, avec les courbes de rendement associées (PMG, alternateur, génératrice asynchrone)
- et pour toutes les courbes une variation de 2% en 2% au lieu de 10%
- le tout avec une interface très simple et non pas l'usine à gaz vers laquelle tout développeur arrive normalement

Il faudra juste attendre la prochaine insomnie, et si possible je compilerai tout ça pour en faire un petit exécutable (donc présence d'Excel non requise), comme ce petit auto test d'électronique que j'avais écrit en 1996 ...
dB-)

Superbe, merci Didier !

Je suis douché par le rendement de la génératrice (je croyais que le rendement était assez constant et que c'est la turbine seule qui faisait du yo-yo).

Ce qui explique peut-être le meilleur score de la double hélice / Kaplan : le calcul avec un débit mensuel moyen est trompeur. Je m'en suis rendu compte sur le site que j'étudie en détail une fois établis les débits journaliers réels sur 10 ans. Le Qmoy (module mensuel) de décembre est un sympathique 3,32 m3/s... et dans la réalité derrière cette moyenne, on va de 0,7 à 12m3/s. Avec les débits réels, la turbine qui gère le mieux les hauts et les bas (la Kaplan) reprend sans doute l'avantage.

Bonjour,

en présence de très fortes variations de débit, et avec une turbine unique, soit vous visez haut mais vous diminuez le rendement global à faible débit, soit vous prenez une turbine plus petite, et vous laissez passer les excédents d'eau ... Une solution à plusieurs turbines semble préférable.

Concernant le rendement des machines asynchrones : j'avais relevé la courbe de rendement ci-dessus lors de mesures effectuées il y a quelques années sur la machine asynchrone de quelques kW d'un banc de test Leroy Somer, mais il est vrai qu'elle n'est pas représentative du rendement d'une génératrice de 30 ou 100 kW : ce rendement augmente avec la taille de la machine, et sera aussi meilleur à charge partielle en choisissant justement un modèle de génératrice à "haut rendement" (haut rendement qui devient d'ailleurs obligatoire pour les moteurs mis sur le marché avec les nouvelles classes IE1 IE2 et IE3, les moteurs classiques EFF étant désormais interdits à la vente).

La prochaine version du tableau permettra donc de choisir aussi la génératrice, et même d'ajuster sa courbe de rendement.

Exemple de rendements à charge partielle avec des génératrices Leroy Somer :
Ces courbes sont assorties d'une mention (en petits caractères) :
Un rendement de 0,9 à pleine charge est donc précis à (1-0,9) * 0,1 = 1% près
Par contre le rendement à charge réduite est dit "approximatif", il n'est pas normalisé : on peut supposer que le constructeur est optimiste, et ce rendement à charge partielle ne figure pas la plupart du temps dans les catalogues.

Le rendement dépend aussi du couplage, de la fréquence, etc ...
Ci-dessus la courbe de rendement à charge partielle d'un moteur triphasé 230 V étoile 50 Hz (courbe avec les ronds)
On voit que :

• - ce moteur est très mauvais si employé comme génératrice sur un réseau 230 V (losanges)
  - il va à peu près sur un réseau 215 V (triangles) (donc à peu près 5% de moins que 230 V)
  - et qu'il ne faut pas abuser, car à 200 V cela devient à nouveau mauvais (croix)

Ci-dessus l'influence du câblage sur le rendement Et ci-dessus l'influence de la fréquence : un moteur 230 V 50 Hz peut faire une génératrice acceptable en 230 V 55 Hz. Le fait que le rendement varie avec la fréquence est aussi une cause d'instabilité des génératrices asynchrones non reliées au secteur, et excitées par des condensateurs, pour fourniture de courant hors réseau ...

dB-)

Merci Db pour votre fichier Excel! c'est vraiment super!

J'ai une petite question: Dans votre tableau, vous calculez la puissance de la génératrice (P géné) comme étant Q*H*10 si j'ai bien compris.

Comme nous l'avons vu dans cette file, le rendement de la génératrice diminue à charge partielle auquel cas il serait peut-être avantageux de multiplier en plus par le rendement max de la turbine et le rendement du multiplicateur pour trouver une valeur de P géné plus petite mais qui fonctionnerait à un meilleur rendement?

Bonjour,

oui tout à fait, on peut affiner et diminuer un peu la puissance de la génératrice : à voir dans la prochaine version du tableau !

(et je prévois toujours au niveau régulation une surveillance de la vitesse de la génératrice, afin de brider si besoin la turbine au cas où la vitesse correspondant à la puissance maximale serait atteinte)

dB-)

@db

J'ai essayé votre "Test.exe"
ça m'a bien fait marrer. Faut pas trainer pour répondre et attention aux pièges! Vous êtes prof ou c'est pour s'amuser?
J'ai eu 19/20 au bout de 100 questions.

Par contre la tension du réseau en France, je ne suis pas certain que ce soit 240V (ou j'ai mal lu la question car ça va vite)

A+