Puissance électrique et production annuelle
Dénivellation
La dénivellation (appelée aussi chute brute) est définie comme la différence d’altitude entre le plan d’eau amont à la chambre de collecte de mise en charge et l’axe de l’injecteur de la turbine Le site de Beudon possède une dénivellation maximale de 249 m définie par : Une prise d’eau à 975 m, Une restitution à 726 m.
Les locaux de turbinage 1 et 2 possèdent une dénivellation de 195 m, définie par : Une prise d’eau à 975 m, Le local de turbinage 1 et 2 à 780 m.
La dénivellation des locaux de turbinage 3 et 4 est de 54 m, définie par : Le local de turbinage 1 et 2 à 780 m, Le local de turbinage 3 à 726 m.
Chute nette et chute brute
La chute nette doit être distinguée de la chute brute, c’est-à-dire de la différence d’énergie entre le point haut et le point bas de l’aménagement; en effet, l’énergie perdue dans les conduites qui précèdent ou suivent la turbine n’est plus à disposition pour être transformée en énergie mécanique. La chute brute Hb est alors simplement donnée par la différence d’altitude des surfaces libres de l’eau dans ces bassins. Lorsqu’elle parcourt la conduite, l’eau perd au total l’énergie que j’ai appelée ΔHr (pertes de charges), si bien qu’il reste à la turbine la chute nette. Comme je vais en parler dans les paragraphes qui suivent, les pertes de charge vont influencer fortement la production d’électricité de la centrale hydroélectrique.
Hydrologie
La quantité d’eau disponible pour le turbinage a une influence directe sur la quantité d’énergie que peut produire un aménagement et il est par conséquent très important de la déterminer le plus précisément possible. Cette quantité d’eau varie bien-sûr d’une heure à l’autre, d’un jour à l’autre, d’un mois à l’autre et aussi d’une année à l’autre, cela en fonction des précipitations qui alimentent les sources ou cours d’eau, en fonction de la température qui favorise la fonte de la neige, ou en fonction des besoins des utilisateurs en eau. Il n’est donc pas possible de prédire de façon exacte les débits turbinables à un instant donné. Il n’est pas nécessaire non plus de connaître l’évolution heure par heure, mais, en général, des moyennes mensuelles sont suffisantes pour calculer de façon fiable l’énergie qui pourra être produite en une année.
Les seules mesures de débit propres au torrent utilisées par l’aménagement de Beudon (Torrent de Randonne) sont les mesures de débit réalisées en 1993 dans le cadre du « Dossier de demande de concession » établi par Mr. Jacques Grange en 1993.
Conduites forcées
Pour les deux variantes des conduites avec différents diamètres du même type sont sélectionnés. Un élément très important dont il faut tenir compte est le passage des conduites à travers la vallée. Effectivement pour une longueur de 80 m, entre la prise d’eau et la bifurcation, les conduites forcées doivent traverser une vallée. Pour cette partie il faut prendre en compte l’implémentation des cordes de suspension du tuyau et un type de tuyau spécial isolé, pour éviter le gel en hiver. Ci-dessous les caractéristiques principales des conduites forcées qu’il faudrait implémenter dans le réseau d’eau :
Variante 1 :
Conduite forcée entre la prise d’eau, jusqu’à la bifurcation : Tuyau DN180 PN16, type Gerofit, longueur 213 m.
Conduite forcée passage vallée : Tuyau spécial isolé DN 180 PN16, type Brugg, longueur 80 m.
Variante 2 :
Conduite forcée entre la prise d’eau, jusqu’à la bifurcation : Tuyau DN220 PN16, type Gerofit, longueur 213 m.
Conduite forcée passage vallée : Tuyau spécial isolé DN 220 PN16, type Brugg, longueur 80 m.
Conduite forcée entre bifurcation jusqu’au locale de turbinage 1+2 : Tuyau DN220 K7, Type VonRoll Hydro Ducpur, longueur 231 m.
Contrôle commande
La centrale étant prévue pour fonctionner de manière entièrement automatique, sa régulation et son exploitation devront être des plus simples, réduisant au minimum les interventions. La régulation sera faite au niveau d’eau amont de la chambre de mise en charge. La mise en route de la turbine et le couplage avec le réseau devra pouvoir fonctionner en mode automatique ou en manuel, ainsi que le réglage d’ouverture des pointeaux.
Le tableau de commande comprendra les éléments suivants : Commande de l’injecteur avec affichage de l’ouverture ,Réglage de Cos ϕ.
Les indicateurs suivants seront compris : Voltmètres réseau et générateur, Wattmètre, Fréquencemètre, Mesure du cos ϕ, Compteur de tour, Synchroscope, Indicateur niveau eau prise d’eau, Compteur d’heures de fonctionnement, Températures des roulements et du bobinage du générateur, Arrêt d’urgence, Indicateur de charges des batteries de secours.
Les alarmes suivantes sont à tenir en compte : Niveau amont insuffisant, Surcharge génératrice, Survitesse génératrice, Arrêt d’urgence, Défaut de mise en marche, Roulement générateur, Retour de courant, Défaut batterie.
Le contrôle commande sera alimenté en 24 ou 48 V CC et secouru par des batteries.
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Table des matières
1. Sommaire
2. Introduction
2.1. Cahier des charges
2.2. Objectifs
2.3. Différentes variantes à évaluer
3. Déroulement du projet
4. Situation actuelle
4.1. Equipements actuels
4.1.1. Turbo-groupes
4.1.2. Conduites forcées
4.1.3. Prise d’eau
4.1.4. Contrôle commande
5. Données de base
5.1. Dénivellation
5.2. Chute nette et chute brute
5.3. Pertes de charges dans les conduites
5.4. Hydrologie
5.4.1. Courbe débits classes
6. Potentiel du site
7. Puissance électrique et production annuelle
7.1. Puissance
7.2. Production
7.2.1. Actuelle
7.2.2. Futur
8. Mesures à prendre
8.1. Augmentation de la quantité d’eau turbinée
8.2. Remplacement de la prise d’eau
8.3. Remplacement des conduites forcées
8.4. Remplacement des machines hydrauliques
8.4.1. Turbine
8.4.2. Générateur
8.5. Remplacement ou renforcement du raccordement électrique
8.5.1. Schéma de raccordement actuel
8.5.2. Pertes sur la ligne
8.5.3. Transformateur
8.5.4. Pertes économiques
9. Nouveaux équipements hydroélectriques et travaux qui y sont liés
9.1. Turbine
9.2. Générateur
9.3. Conduites forcées
9.4. Vannes
9.5. Sécurité
9.6. Contrôle commande
9.7. Génie civil
9.7.1. Local de turbinage
10. Calcul économique
10.1. Frais d’exploitation
10.1.1. Entretien et exploitation
10.1.2. Frais de réparations
10.2. Investissement
10.2.1. Variante 1
10.2.2. Variante 2
10.3. Chiffre d’affaire annuel
10.4. Prix de revient
10.5. Années d’amortissement
11. Aspects législatifs
11.1. Rétribution à prix coûtant du courant injecté – RPC
11.2. Renforcement réseau
11.3. Demande de concession
12. Mise en place d’un set de mesures
13. Conclusion
14. Bibliographies
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