Groupe de recherche Hydroélectricité

Hydropower Extending Power System Flexibility – XFLEX HYDRO (2019-2023)

Le projet H2020 XFLEX HYDRO vise à démontrer que les centrales hydroélectriques modernes peuvent renforcer les réseaux électriques actuels, toujours plus tributaires des énergies renouvelables intermittentes, en intégrant des technologies innovantes. Les technologies XFLEX HYDRO, qui font chacune l'objet d'une démonstration dans des centrales hydroélectriques en Europe, intègrent la possibilité de faire fonctionner les machines à vitesse variable, de pomper et turbiner en même temps ou d’utiliser des batteries pour ajuster la production et la consommation des aménagements. 

Parmi les sept centrales sélectionnées, l’équipe de la HES SO Valais réalise les simulations numériques et une partie des essais sur site pour quatre démonstrateurs ; la centrale de pompage de Z’Mutt (Grande Dixence, Suisse), les centrales à accumulations d’Alto Lindoso et Caniçada (EDP, Portugal) et la centrale de pompage turbinage de Grand Maison (EDF, France).

Z’Mutt, Grande Dixence, Suisse

Cette centrale de pompage de Grande Dixence va être équipée d’une nouvelle pompe-turbine à vitesse variable avec un convertisseur plein puissance. Des simulations numériques, et des essais directement sur le prototype, réalisés par la HES SO Valais vont permettre de prédire le gain en termes de fatigue durant les phases de démarrage et d’arrêt en mode turbine ou pompe et durant les transitions pour différents scénarios rendus possible par la technologie vitesse variable.

Grand Maison, EDF, France

L’aménagement hydroélectrique de Grand-Maison située en Isère dans les Alpes françaises et exploitée par EDF est la station de pompage-turbinage la plus puissante d’Europe avec 1 800 MW installée. L’objectif pour cet aménagement concerne la mise en œuvre d’un mode de fonctionnement en court-circuit hydraulique, c’est-à-dire un fonctionnement simultané des pompes et des turbines. Ce mode permet de réguler l’énergie consommée par les pompes à l’aide des turbines Pelton et donc de fournir un service de réglage à l’opérateur du réseau électrique. Les simulations numériques de l’écoulement réalisées par la HES SO Valais vont permettre de prédire les éventuelles instabilités pouvant se développer dans les bifurcations ou trifurcations ainsi que les pertes de charge pour sélectionner les scénarios les plus avantageux pour le propriétaire tout en limitant les risques. 

Alto Lindoso et Caniçada, EDP, Portugal

La centrale hydroélectrique à accumulation d’Alto Lindoso, située dans le nord du Portugal le long du fleuve de la Lima est équipée de deux turbines pour une puissance totale installée de 630 MW. Les turbines tournent à une vitesse de 214 tours par minute pour un débit total de 250 m3/s. Pour ce démonstrateur, comme pour la centrale de Caniçada, des simulations numériques fluides et structures sont réalisées par la HES SO Valais pour prédire l’intérêt que pourrait avoir la vitesse variable pour étendre la plage de fonctionnement.

COLLABORATEURS

Daniel Biner, Vlad Hasmatuchi, Olivier Pacot, Jean Decaix, Cécile Münch-Alligné.

PARTENAIRES FINANCIERS

Le projet Hydropower Extending Power System Flexibility (XFLEX HYDRO) a reçu un financement du programme de recherche et d'innovation Horizon 2020 de l'Union Européenne dans le cadre de la convention de subvention n° 857832.

PARTENAIRES

Ecole Polytechnique Fédérale de Lausanne, Commissariat à l’Energie Atomique et aux Energies Alternatives, Andritz Hydro GMBH, Andritz Hydro AG, GE Hydro France, Voith Hydro Holding GMBH & CO KG, Alpiq AG, CNET Center for new Energy Technologies SA, EDP – Gestao da Producao de Energia SA, Electricité de France, Power Vision Engineering SARL, INESC TEC – Instituto de Engenharia de Sistemas e Computadores, Tecnologia e Ciencia, Supergrid Institute, Universitat Politecnica de Catalunya, Universität Stuttgart, Haute Ecole Spécialisée de Suisse Occidentale, Zabala Innovation Consulting SA, International Hydropower Association Limited, Association pour la Recherche et le développement des Méthodes et Processus Industriels.

PUBLICATIONS

Alligné, S.; Béguin, A.; Biner, D.; Münch-Alligné, C.; Hasmatuchi, V.; Hugo, N.; Avellan, F.; Dujic, D. & Nicolet, C. Turbine mode start-up simulation of a FSFC variable speed pump-turbine prototype – Part I: 1D simulation, IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, IOP Publishing, 2021, 774, 012052

Biner, D.; Alligné, S.; Hasmatuchi, V.; Nicolet, C.; Hugo, N.; Avellan, F.; Dujic, D. & Münch-Alligné, C., Turbine mode start-up simulation of a variable speed Francis pump-turbine prototype – Part II: 3-D unsteady CFD and FEM, IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, IOP Publishing, 2021, 774, 012070

Decaix, J.; Biner, D.; Drommi, J.-L.; Avellan, F. & Münch-alligné, C., CFD simulations of a Y-junction for the implementation of hydraulic short-circuit operating mode, IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, IOP Publishing, 2021, 774, 012013

Biner, D.; Decaix, J.; Pacot, O. & Münch-Alligné, C., Plus de flexibilité grâce aux simulations, Bulletin.ch, 2022

O. Pacot, T. de Colombel, C. Segoufin, J. Delannoy, S. Leguizamon, J. Delgado, M. Roque, C. Münch-Alligné, 2021, Effect of the variable speed on the hydraulic behavior of the Caniçada Francis turbine, SimHydro 2021

D., Biner, P. Bontemps, D., Dujic, C. Münch-Alligné, 2021, Discretization Uncertainties of Flow and Fatigue Damage Simulations of a Reversible Francis Pump-Turbine at Off-Design Operation in Turbine Mode, SimHydro 2021

Modernisation du parc hydroélectrique suisse pour une stratégie énergétique 2050 réussie – HYDROLEAP  (2020-2024)

Dans le cadre de la stratégie énergétique 2050, le rôle des centrales hydroélectriques est capital afin de garantir une production importante ainsi qu’un grand nombre de services pour la régulation du réseau tout en limitant son impact environnemental.

Le projet pilote et démonstrateur HydroLEAP a pour objectif d’appliqué les connaissances issues de projets antérieurs à un sous-ensemble représentatif du parc hydroélectrique Suisse que sont les sites de FMHL (Vaud), Ernen (Valais) et MBR (Vaud).

La HES-SO réalise des simulations numériques fluides (CFD) et structure (FEM) ainsi que des mesures sur site pour deux des trois sites : la centrale de pompage-turbinage de FMHL et la centrale d’Ernen. Ces études ont pour objectifs à la fois d’étendre la plage de fonctionnement des centrales (par exemple, extension du fonctionnement en court-circuit hydraulique de FMHL) et de mieux cerner le comportement des groupes hydromécaniques nécessaire à la maintenance prédictive et la quantification de la durée de vie des machines.

COLLABORATEURS

Maxime Chiarelli, Ali Amini, Vlad Hasmatuchi, Olivier Pacot, Jean Decaix, Cécile Münch-Alligné

PARTENAIRES FINANCIERS

Le projet HydroLEAP est financé par l’OFEN (SI/502106).

PARTENAIRES

Ecole Polytechnique Fédérale de Lausanne (EPFL), Haute Ecole Spécialisé de Suisse Occidentale (HES-SO), Ecole Polytechnique Fédérale de Zürich (ETHZ), Alpiq AG, Power Vision Engineering SARL (PVE), Forces Motrices Hongrin-Léman (FMHL), Forces Motrices Valaisannes (FMV), Hydro Exploitation SA, Massongex-Bex-Rhône SA (MBR).

PUBLICATIONS

A venir...

Retenues d’eau multi-usages : une nécessité pour l’irrigation future ? – Smart Water (2018-2021)

Le projet Smart Water aborde la problématique de l’utilisation de l’eau pour l’irrigation dans la vallée alpine du Val de Bagnes. Aujourd’hui, l’eau pour l’irrigation est actuellement disponible en suffisance, même lors d’épisode de sécheresse car des stocks importants sont disponibles aujourd'hui sous forme de neige et de glace. Avec le changement climatique les besoins et la disponibilité en eau notamment pour l’irrigation vont changer. 

Le projet a pour but d’appréhender les besoins et disponibilités futurs pour l’eau d’irrigation,

à l’horizon 2100, afin d’estimer l’impact sur l’infrastructure existante et de planifier au plus tôt les modifications à apporter au réseau d’adduction. Dans ce cadre, la HES-SO à modéliser à l’aide des logiciels RS Minerve et Epanet les réseaux d’adduction et de distribution de l’eau d’irrigation. En se basant sur les données hydrologiques du WSL pour les périodes 2020, 2050 et 2085 et les scénarios climatiques du GIEC, l’impact sur la disponibilité en eau pour l’irrigation a été quantifié tout en tenant compte des autres utilisateurs (eau potable, enneigement et production hydroélectrique). Il apparait clairement que selon les scénarios climatiques retenus, les besoins en eau particulièrement en fin d’été deviendront un défi majeur.

En parallèle, la modélisation du réseau d’irrigation a mis en évidence des défaillances potentielles dans la distribution si le réseau n’est pas adapté aux besoins futurs des utilisateurs.

COLLABORATEURS

Jérémy Schmid, Damien Pettinaroli, Théo Gonin, Jean Decaix, Cécile Münch-Alligné.

PARTENAIRES FINANCIERS

Le projet Smart Water a été financé par l’OFEV et l’OFAG dans le cadre du « Programme pilote Adaptation aux changements climatiques. Appel à projets pour la phase 2018-2022 : invitation au dépôt des candidature ».

PARTENAIRES

ALTIS, Haute Ecole Spécialisée de Suisse Occidentale, Institut fédéral de recherches sur la forêt, la neige et le paysage WSL, Pôle Innovation Blueark Entremont

PUBLICATIONS

T. Gonin, J. Decaix, J. Schmid, A. Gillioz, D. Pettinaroli & Cécile Münch-Alligné, Numerical Simulations for Multipurpose Resevoirs for Alpine Irrigation, SimHydro 2021: Models for complex and global water issues - Practices and expectations, 16-18 June 2021, Sophia Antipolis.

Démonstrateur de la flexibilité de la petite hydraulique – SmallFlex (2018-2022)

Dans le cadre du projet pilote et démonstrateur « SmallFlex », l’augmentation de la flexibilité d’une petite centrale hydroélectrique au fil de l’eau, située à la source du Rhône et équipée de deux turbines Pelton, a été étudiée afin de satisfaire à la récente modification de la règlementation concernant le soutien financier aux nouvelles énergies renouvelables en Suisse. La particularité de cette centrale haute chute d’une puissance installée de 14 MW est l’absence d’une retenue d’eau en amont. L’exploitant ne possède que peu de capacité de réglage hormis la prédiction du débit d’apport. Pour accroître la flexibilité de cette centrale, durant les périodes de l’année où le débit d’apport est inférieur au débit nominal des machines, un volume de stockage comprenant le dessableur, la chambre de mise en charge et la partie supérieure de la galerie en charge a été identifié. Ce volume permettrait au propriétaire de produire des pics de puissance afin de fournir des services systèmes au réseau, d’optimiser l’énergie produite et de réduire le nombre d’arrêt/démarrage des turbines. La mise en œuvre de ces pics de puissance nécessite d’exploiter la centrale dans des conditions non prévues lors de sa conception. Une méthodologie a été mise en place par les partenaires du projet pour tester sur site les limites de flexibilité de l’aménagement : (i-1) identification du volume de stocake ; (i) couplage de modèle météorologique et hydrologique pour prédire les débits d’apport ; (ii) simulations numériques des transitoires avec le logiciel Simsen pour évaluer le potentiel de réglage primaire et les limites d’exploitation ; (iii) simulation numérique de l’écoulement dans la turbine pour évaluer l’effet de la réduction de la chute sur les turbines ; (iv) mesures sur site et suivi de l’aménagement ; (v) un suivi de la zone alluviale ; (vi) une étude du potentiel économique lié à ce nouveau mode d’exploitation. A partir des mesures sur site, le volume utile de la galerie exploitable sans mettre en péril les turbines a été déterminé. Des scénarios de production de la centrale sur les années 2018 et 2019 ont été simulés rétroactivement. Une augmentation de 1% des revenus annuels est envisagé grâce à une augmentation de la production de 130% en hiver et la fourniture d’un service de contrôle primaire tout l’année.

COLLABORATEURS

Jean Decaix, Vlad Hasmatuchi, Anthony Gaspoz, Cécile Münch-Alligné

PARTENAIRES FINANCIERS

Le projet a été financé par l’Office Fédéral de l’Energie (OFEN, subvention SI/501636-01) et les Forces Motrices Valaisannes (FMV) dans le cadre du SCCER SoE (Centre de Compétences Suisses pour la Recherche Energétique pour l’Approvisionnement en Electricité)

PARTENAIRES

Haute Ecole Spécialisée de Suisse Occidentale, Power Vision Engineering (PVE), Ecole Polytechnique Fédérale de Lausanne (EPFL), Institut fédéral de recherches sur la forêt, la neige et le paysage (WSL), Institut Fédéral Suisse des Sciences et Technologies de l’Eau (EAWAG), Forces Motrices Valaisannes (FMV)

PUBLICATIONS

SmallFLEX – Demonstrator for flexible Small Hydropower Plant, SI/501636, 2021

Decaix, J.; Gaspoz, A.; Hasmatuchi, V.; Dreyer, M.; Nicolet, C.; Crettenand, S. & Münch-Alligné. C. Enhanced Operational Flexibility of a Small Run-of-River Hydropower Plant. Water, MDPI AG, 2021, 13, 1897

Münch-Alligné, C.; Decaix, J.; Gaspoz, A.; Hasmatuchi, V.; Dreyer, M.; Nicolet, C.; Alimirzazadeh, S.; Zordan, J.; Manso, P. & Crettenand, S. Production flexibility of small run-of-river power plants: KWGO smart-storage case study. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, IOP Publishing, 2021, 774, 012037

Alimirzazadeh, S.; Decaix, J.; Avellan, F.; Crettenand, S. & Münch-Alligné, C. Numerical simulations of Pelton turbine flow to predict large head variation influence. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, IOP Publishing, 2021, 774, 012033

C. K. Aksamit, M. Carolli, D. Vanzo, C. Weber, M Schmid, Macroinvertebrate recovery to varying hydropeaking frequency: a small hydropower plant experiment, Frontiers in Environmental Science, 8, 602374, 

J. Zordan, P. Manso, A. Gaspoz, C. Münch, S. Crettenand, Introducing flexibility in alpine small hydropower plants using smart storage, Hydro2019, Porto, Portugal.

Vogel, B., Les petites centrales deviennent flexibles, Bulletin.ch, 2021

Talpin, J. Dénoyer une conduite forcée pour gagner en flexibilité. Puissance Hydro, 2022, 16-21