Alstom a annonçé récemment la livraison d’un robinet de 120 tonnes et de 1,7 mètre de diamètre à la centrale hydroélectrique de Linthal, située à 90 kms de Zurich en Suisse.
Dans les prochains mois, deux autres robinets et 4 roues de turbines-pompes suivront le même chemin au départ du site d’Alstom à Grenoble dédié à l’hydroélectricité.
Ces robinets sont capables de résister à la pression d’une chute d’eau de 1050 mètres. Des tests ont été réalisés dans les ateliers d’Alstom à Grenoble afin de garantir l’étanchéité totale des équipements. Alstom participe ainsi à la réalisation d’une première mondiale : "la mise en service du premier barrage de turbinage-pompage de grande puissance équipé d’un système à vitesse variable."
Cette innovation permet d’apporter de la stabilité au réseau électrique en régulant sa fréquence.
La centrale de Linthal sera capable de s’adapter quasiment en temps réel (de l’ordre de la minute) aux besoins d’alimentation du réseau électrique en fonction de la consommation. En période de basse consommation, le système de pompage à vitesse variable remplit un réservoir pour stocker l’eau non-utilisée. En période de forte consommation électrique, le système repasse rapidement en mode turbinage pour produire l’électricité nécessaire à l’alimentation du réseau. Une fois en exploitation fin 2015, la centrale hydroélectrique de Linthal affichera une puissance de 1000 MW, soit l’alimentation de 150.000 foyers.
L’hydroélectricité a un nouveau rôle à jouer dans l’évolution du mix énergétique. Elle doit être en mesure de prendre le relais des énergies intermittentes (éolien, solaire) quand ces dernières produisent moins. L’énergie hydroélectrique représente donc une solution fiable et flexible pour faciliter l’intégration de ces énergies renouvelables dans les réseaux électriques.
Alstom à Grenoble
Créé en 1917, le site Alstom Renewable Power de Grenoble couvre l’ensemble de la chaîne de valeur de l’hydroélectricité la R&D, le marketing et la vente, l’ingénierie et la conception, les achats, la fabrication, la gestion de projets, l’installation et la mise en service, le service et la réhabilitation. 850 salariés travaillent sur le site au sein des différentes activités.
Le Centre mondial de Technologie du site de Grenoble dirige la Recherche & Développement dans les domaines de l’hydraulique, l’hydromécanique et le contrôle système. Le marché de l’hydroélectricité a connu une progression continue ces dernières années grâce à la demande croissante pour de nouvelles sources d’énergies propres. L’extension et la modernisation du Centre de Technologie en 2008 a permis à Alstom de répondre à cette demande, passant de quatre plates-formes d’essai de turbines à six, capables de simuler les conditions réelles d’une centrale hydroélectrique.
Les équipements de l’atelier principal de Grenoble permettent d’usiner, souder, contrôler les roues de turbines et robinets sphériques de très grande dimension telle que celle de la centrale des Trois Gorges en Chine d’un diamètre de 10 m et d’un poids de 400t. L’atelier modèles réduits, quant à lui, fournit jusqu’à 40 « roues modèles » par an pour alimenter les plates-formes d’essais.
La Suisse a un role central a jouer dans la transition energetique en Europe, grace a sa capacite de pompage-turbinage. Quelqu’un sait si cette capacite de stockage peut encore croitre significativement?
encore un exemple de capacité de stockage supplémentaire, qui évitera du thermique. par contre voir tout ce savoir faire et ces usines passer sous pavillon étranger, “ça fout les boules” pourquoi ne pas lancer un emprunt national pour financer la croissance d’Alstom énergie? à choisir entre un livret de caisse d’épargne à 1,xx% d’intérêt et une société qui se finance souvent à beaucoup plus, l’intérêt serait mutuel!!!
Trop tard, il fallait se réveiller avant. Le fruit est mûr et bien juteux.
¤ Un spécialiste des énerges renouvelables vous répond. Celui-ci a dirigé ou participé à plusieurs rapports de l’Agence internationale de l’énergie (IEA).
Quand c’est open bar sur les dépenses, budjet illimité, il est clair qu’on peut faire beuacoup de choses. La question cruciale est de savoir qui va payer…
¤ François Lempérière, ancien président du comité C.I.G.B. (Commission Internationale des Grands Barrages) sur la technologie et du comité sur les coûts. Celui-ci a participé à la construction d’une vingtaine de grands barrages, canaux et endiguements, notamment sur le Rhône, le Rhin, le Nil et le Zambèze et à la conception d’une dizaine de ces ouvrages. Une étude sur les STEP marines, en France : STEP : Station de transfert d’énergie par pompage (pour les nouveaux).
Info intéressante. Je ne savais pas qu’il y avait un potentiel de développement de STEP Marine en France. Sujet à “creuser” pour ma part. 🙂
1000 MW de STEP, donc des EnR propres et flexibles, car avec vitesse-variable et non-aléatoires ! Bravo ! C’est l’équivalent d’1 tranche NUC moyenne ! Une belle réalisation ! pourtant la surface du pays est petite ! et des massifs alpins, il y en a AUSSI chez Nous, en France, avec des dénivellés similaires ! Suivez mon regard ! ….mais il faut VOULOIR ! ”’…réalisation d’une première mondiale : “la mise en service du premier barrage de turbinage-pompage de grande puissance équipé d’un système à vitesse variable.” ”…fin 2015, la centrale hydroélectrique de Linthal affichera une puissance de 1000 MW, soit l’alimentation de 150.000 foyers.” -> Dommage si ce savoir-faire-Alstom devrait tomber dans des mauvaises mains ! –> Voilà qui devrait faire réfléchir nos stratèges… objectifs ! A+ Salutations Guydegif(91)
voir cette conférence passage 49m10s
“encore un exemple de capacité de stockage supplémentaire, qui évitera du thermique.” Qu’est-ce qui vous permet d’affirmer ça ?
A sunny “Je ne savais pas qu’il y avait un potentiel de développement de STEP Marine en France” Ben faut lire assidument Enerzine car ça fait un moment qu’on en parle : Je n’ai rien trouvé avant mars 2009 !
Ne mélangeons pas tout et n’importe quoi, une STEP de 1 000 MW n’a jamais été l’équivalent d’un réacteur nucléaire de 1 000 MW. L’énergie c’est sérieux et stratégique, une STEP c’est d’abord une grosse pompe qui consomme des MWh et qui pompe énormément sur le réseau. On ne démarre un moteur de 250 MW comme un moulin à café. D’autre part les constantes de temps de fonctionnement sont très importantes car une STEP peut être très puissante mais avoir des bassins supérieur ou/et inférieurs trop petits pour dépasser quelques heures. Par exemple, la STEP le plus puissante du monde (Bath County avec 3 000 MW) ne stocke qu’une dizaine d’heure d’électricité. Et une STEP ne peut fonctionner grosso modo qu’un tiers du temps au maximum en turbinage à pleine puissance.
Danilo, pourquoi tant de haine?
Effectivement il manque un chiffre fondamental pour juger de l’interet de cette STEP: Quelle est la capacite de chacun des bassins? Autrement dit, pendant combien de temps la STEP peut-elle pomper a 1000 MW avant que le bassin superieur ne soit plein ou que l’inferieur ne soit vide?
Si la réalisation de l’ouvrage n’est pas copieusement subventionné, ça veut dire qu’il est focément viable car les compagnies électriques n’ont pas pour habitude de construire de leur propre chef des ouvrages techniquement mal foutus ou inadaptés au marché.
C’est précisément ainsi que si on regarde les plans de RTE, aucune installation de STEP (ni d’hydro de grande taille d’ailleurs) n’est planifié par l’instant, jusqu’à moyen terme. Ca veut dire que si on lance un projet maintenant, il ne sera jamais en place avant 2020 et en étant très optimiste, probablement plutôt jusque 2023. Ca veut que tout scénario reposant sur un quelconque stockage STEP non déjà en place avant après 2020 est irréaliste. Et même si Ségolène lançait un grand scénario de déploiement demain matin, impossible d’avoir plusieurs GW en place, de vraiment peser à un niveau national avant 2025. @Luis : Ah Philibert, l’homme qui froidement affirme que le solaire Allemand a permis à la France de passer le pic de consommation de 2012 ? Pour rappel en février en Allemagne, le solaire c’est à peu près 10% de la production de l’été, et surtout c’est à peu près zéro dès 16h30, car ça commence déjà à être la pénombre sur une bonne partie de l’Allemagne à cette heure là.
Du factuel et visuel ici : Je vous laisse admirer la majesté des paysages suisses.
Avec les données de la brochure fournie par Dan1, on peut faire un calcul de coin de table, j’arrondis, pas de pinaillage: Pour 1000MW avec une hauteur de chute de 600m, ça fait environ 150m3/s à turbiner où a pomper. C’est le réservoir supérieur qui est le plus petit avec 25millions de m3. Si je ne me trompe pas et en admettant qu’on ne le vide pas complètement , ça fait plus de 24h de turbinage à pleine charge. Très bel outil, qui peut fonctionner sur un cycle hebdomadaire: refilling complet le WE et utilisation la semaine avec refilling partiel toutes les nuits. Maintenant, ça ne dit pas forcément que ce sera rentable, pour des raisons déjà maintes fois expliquées. PS: si je me suis trompé dans le calcul, tant pis, j’accepte la correction.
Faut dire que pour construire un ouvrage hydrau d’importance en France, entre les écolos et l’administration faut avoir une volonté qui dépasse les facultée des êtres humains, (même les plus intrépides). Probabilité d’échec du projet avant de lancer l’étude, et ça se complique aprés… A ma conaissance, ils se contentent de suréquiper des petites unitées (celles qui ne l’avaient pas été dans les années 80).
Les Suisses, comme d’autres, font beaucoup de repowering hydraulique avec notamment des turbines à vitesse variable (plus de souplesse). A titre informatif, ils sont en train de rehausser le barrage d’Emosson (frontalier). 20 mètres de plus c’est beaucoup d’eau à turbiner sans avoir besoin de se lancer dans la construction d’un nouveau barrage et craindre les foudres écologistes.
Vieux-Emosson, soyons précis! Mais vous avez raison, et ça rejoint le commentaire d’Hervé, ce sont surtout les projets de suréquipement qui marchent, d’abod parce qu’ils sont normalement moins chers ( les retenues existent), mais surtout parce qu’ils sont facilement acceptés. Une STEP Lempérière en Normandie, je demande à voir…..
Merci à Dan1 d’avoir mis en lumière cette démarche: ”….rehausser le barrage d’Emosson (CH – frontalier). 20 mètres de plus c’est beaucoup d’eau à turbiner sans avoir besoin de se lancer dans la construction d’un nouveau barrage et craindre les foudres écologistes” Espérons que nos ”stratèges”, réellement préoccupés de faire avancer et progresser la Nation, les emplois et réduire les GES, et pas juste créer de la paperasse administrative, lisent Enerzine et le post de Dan1. Pour compléter le propos: A Bons Entendeurs, Salut ! A+ Salutations Guydegif(91, 68 et 34)
Merci pour le calcul. Comme le projet est une initiative privee, la rentabilite est surement prevue, d’autant que la part des ENR intermittentes augmentant, cela va accentuer les variations de prix d’electricite entre. En plus, la Suisse a une position centrale qui lui permet d’acheter de l’electricite la ou elle est la moins chere entre l’Allemagne, l’Italie et la France, des marches tres differents tant au niveau de la production et de la consommation, et la revendre la ou elle est la plus chere. Avec un arbitrage en live. Le logiciel qui programme le pompage et le turbinage doit etre fort interessant! Entre les opportunites a court terme et le stockage de moyen et long terme, les previsions meteo, etc…
C’est une chose d’importer de l’électricité des voisins aux moments où elle n’est pas chère et de la consommer en direct, en évitant donc de tirer sur ses barrages qui vont donc se vider moins vite où se remplir plus vite, ce qui est globalement le cas de la Norvège. Ou d’importer la même électricité pour la stocker via une STEP. La différence, c’est 20% de pertes ( dans le cas de la STEP) et un investissement très conséquent (plus de 2 milliards de francs suisse dans l’exemple ci-dessus)… par rapport à du stockage “gratuit” ‘(pas d’investissement, pas de pertes). C’est l’éternel problème du stockage, ce que visiblement un certain nombre de ses adorateurs ont un peu de mal à comprendre….
D’accord pour la position centrale de la Suisse, c’est un atout. Sur l’effet des ENR, c’est très contestable. Le PV en particulier, lorsqu’il produit de manière significative soit au moins 6 mois dans l’année, a un effet important de lissage des prix spot de l’électricité sur la journée qui rend l’économie des STEP très aléatoire au moins durant ces périodes. Ce projet compte-tenu de son état d’avancement a dû être décidé il y a environ 5 ans, autant dire que les choses ont beaucoup changé depuis du point de vue volume d’installation de PV, que ce soit en Allemagne ou en Italie.
“il est plus facile de brader le prix de l’électricité que de ralentir une grosse centrale nucléaire” Pas vraiment besoin de brader compte tenu du coût variable du MWh nucléaire. Le MWh nucléaire “excédentaire” coûte environ 10 Euros (à court terme) au producteur. Il semble assez facile d’écouler cette production à un prix supérieur. EDF ne perd donc pas d’argent en laissant ses centrales produire au-delà du strict besoin national.
Seuls les Suisses d’Axpo le connaissent ( le niveau de rentabilité attendu), encore une fois je voulais juste souligner qu’il a certainement baissé par rapport aux prévisions d’origine, car contrairement à ce qu’on entend souvent, certaines ENR et notamment le PV ne vont pas dans le sens de favoriser l’emergence de ce type de stockage d’électricité centralisé, qui ne peut fonctionner économiquement que sur la base de variations sensibles et si possible régulières( journalières toute l’année) du prix spot.
J’ai déjà plusieurs fois cité ce lien, mais depuis la dernière fois il y a maintenant les statistiques 2012. Extrait (§1.3): “Les recettes des exportations d’électricité ont atteint 6028 millions de francs (à raison de 6,78 ct./kWh) pour des dépenses d’importation de 5257 millions de francs (6,06 ct./kWh). En 2012, les recettes ont été de 6% supérieures à celles de 2011, tandis que les dépenses ont progressé de 12,5%. Le solde positif du commerce extérieur de la Suisse a reculé de 24,3% pour s’établir à 771 millions de francs (2011: 1018 millions de francs).” La Suisse reste effectivement une plaque tournante ( en volume) pour le commerce de l’électricité, mais ses marges baissent régulièrement. Ca ne peut pas aller dans le bon sens pour un nouveau projet de STEP.
Sur le même lien, même § mais sur le document 2011 , vous trouverez que les exportations, en moyenne, ont été faites à 7,07ct et les imports à 5,62, tout celà en francs suisses. Comme vous pouvez le constater, la marge moyenne se réduit considérablement entre 2011 et 2012.
Le système était rentable quand la décision d’investissement a été prise il y a au moins 5 ou 6 ans, mais sicetaitsimple a raison, aujourd’hui la rentabilité est devenu très aléatoire, et les suisses protestent assez régulièrement contre la situation actuelle sur les prix. Le problème est que la demande n’augmente pas, mais l’offre renouvelable si. Donc lors des pointes de production renouvelables, les prix s’écroulent. Mais lors des pointes, les centrales existantes restent suffisantes, et même les moins performantes sont éliminées progressivement. Donc les prix n’augmente pas non plus à ce moment. Au total, on se retrouve dans une situation où les mécanisme normaux de marché ne conduisent plus à proposer des prix qui permettent de financer les nouvelles capacité nécessaires, en cas d’augmentation de la demande, ou simplement pour remplacer celles qui sont fermées, ou aussi celles de stockage nécessaire pour gérer la variabilité des renouvelables.