Les d'éoliennes flottantes se développent de plus en plus pour aller plus loin au large exploiter un meilleur gisement de vent. Dans ce contexte, les éoliennes à axe vertical présentent des aspects qui pourraient les rendre pertinentes. Ces dernières peuvent notamment avoir un centre de gravité et de poussée plus bas que les éoliennes à axe horizontal, ce qui améliore leur stabilité et réduit le coût des plateformes qui les supportent. Il est ainsi possible d'installer toutes les parties mécaniques (génératrice, boîte de vitesse) en bas de la tour, soit au niveau de la surface de l'eau, ce qui simplifie considérablement les phases d'installation et de maintenance. Les CAPEX et OPEX peuvent par conséquent être significativement réduits. En revanche, les éoliennes à axe vertical induisent par nature un moment de réaction de la génératrice en lacet. Ce moment est généralement reprit par les lignes d'ancrage. Des oscillations en lacet de l'ensemble de la structure sont donc attendues, selon la nature de la plateforme flottante. Ces variations de tension dans les lignes d'ancrage sont donc à étudier précisément puisqu'elles pourraient provoquer à terme des ruptures en fatigue. Il est donc important d'avoir des outils permettant de simuler précisément ces phénomènes afin de les caractériser et pouvoir développer des lois de contrôle appropriées pour réduire la fatigue tout en optimisant la production d'énergie. Enfin, les phases de démarrage et d'arrêt semblent être des points critiques pour le couple de réaction en lacet sollicitant les lignes d'ancrage.

D'un point de vue modélisation numérique les outils classiquement utilisés pour l'éolien à axe horizontal ne sont pas suffisants pour capter l'ensemble des instationnarités qui caractérisent les éoliennes à axe vertical. Le fait que chaque pale passe dans le sillage des autres au cours d'une révolution implique de fortes interactions du rotor avec son sillage. De plus, l'angle d'attaque de chacune des pales évolue fortement au cours d'une révolution, induisant des efforts oscillants sur chacune d'elles.

Ce papier présentera un environnement de simulation qui a été développé dans le but d'étudier les éoliennes flottantes à axe vertical en utilisant un solveur aérodynamique instationnaire. Le code de tenue à la mer InWave, développé INNOSEA en collaboration avec le laboratoire LHEEA de l'Ecole Centrale de Nantes, a été couplé avec le code aérodynamique instationnaire CACTUS, développé au Sandia National Laboratories. Il est basé sur la méthode vortex sillage libre (free vortex wake), qui repose sur la méthode de la ligne portante non-linéaire. InWave utilise un solveur mécanique basé sur un algorithme multi-corps développé au LHEEA, couplé au code hydrodynamique potentiel linéaire Nemoh, également développé au LHEEA.

Ce papier présentera ensuite des premiers résultats de validation avec des comparaisons avec le code FAST, développé au NREL (USA), sur le cas de l'éolienne flottante à axe horizontal composé du flotteur SPAR OC3Hywind supportant l'éolienne NREL 5MW, étudiée dans le projet OC3. FAST repose sur l'hypothèse d'un écoulement stationnaire sur le rotor, aussi les deux codes montrent un très bon accord pour des conditions dans lesquelles cette hypothèse est justifiée. Une validation est en cours sur une éolienne fixe à axe vertical par comparaison avec des données expérimentales et d'autres logiciels de simulations. Enfin, une première étude de la tenue à la mer de telles turbines flottantes sera présentée en mettant en évidence des phénomènes oscillants critiques pour les éoliennes à axe vertical.