Principes de base de l'hydroélectricité — Transformer la hauteur de chute et le débit en puissance et stockage ajustables

L'énergie hydroélectrique ne se résume pas à la construction d'un barrage et d'un grand réservoir. Une centrale qui canalise l'eau depuis une prise d'eau en montagne à travers un long cours d'eau, une petite centrale hydroélectrique utilisant l'eau déjà relâchée d'un barrage existant, et une centrale de pompage-turbinage qui transfère l'eau entre deux réservoirs ont toutes un point commun : l'extraction de l'énergie potentielle de l'eau. L'eau ne brûle pas comme un combustible. Cependant, le système naturel et artificiel des précipitations, de la neige, des bassins versants et des réservoirs détermine la quantité d'eau disponible, et des vannes, des turbines, des générateurs, des lignes de transport et des salles de contrôle convertissent cette énergie en électricité au moment précis où elle est nécessaire.

La valeur de l'hydroélectricité ne se mesure pas uniquement à sa production annuelle. Les équipements de stockage d'eau permettent d'augmenter et de diminuer la production relativement rapidement, de maintenir une fréquence stable, d'absorber les variations soudaines de la production solaire et même de servir de source d'alimentation de secours en cas de panne de courant. Parallèlement, les régimes pluviométriques saisonniers, le fonctionnement sûr du déversoir en période de crue, les sédiments, la migration des poissons, le paysage et le débit en aval sont autant de contraintes que la maximisation de la production à elle seule ne peut résoudre. Cet article examine, étape par étape, ce qui se passe devant les pales d'une turbine, jusqu'à la contribution du stockage par pompage à un réseau électrique fortement dépendant des énergies renouvelables.

Exemple de centrale hydroélectrique à partir d'un barrage

Image : Peechi Barrage 3 (Lijovklm, CC BY-SA 4.0), Wikimedia Commons. Un paysage de réservoir et de barrage, et non une vue complète de l'équipement de production.

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• La production hydroélectrique est approximativement déterminée par P=\rho g Q H\eta — le produit de la hauteur de chute H (chute effective), du débit Q et du rendement combiné turbine-alternateur \eta. Le type de production (chute ou débit) influence l'apparence de l'équipement.

• Pour les hautes chutes et les faibles débits, la turbine Pelton utilise un jet d'eau pour frapper les augets ; la turbine Francis est privilégiée pour les chutes moyennes ; la turbine Kaplan, avec ses pales d'hélice réglables, est adaptée aux faibles chutes et aux forts débits. Le choix des turbines ne se limite pas à leur rendement maximal, mais prend également en compte la plage de débits saisonniers, la cavitation et la facilité de maintenance.

• Les centrales au fil de l'eau, grâce au stockage, permettent de décaler la production dans le temps ; les centrales au fil de l'eau produisent en fonction du débit du cours d'eau ; les centrales de pompage-turbinage renvoient l'eau vers le réservoir supérieur avec le surplus d'énergie. Une centrale de pompage-turbinage est à la fois une centrale électrique et un système de stockage d'énergie à grande échelle et de longue durée.

• La vitesse de rotation du générateur est liée à la fréquence du réseau. Le régulateur actionne des aubes directrices ou une aiguille pour modifier la puissance mécanique, en suivant les variations entre l'offre et la demande sur une échelle de temps de quelques secondes à quelques minutes. Cependant, les changements ne peuvent être brusques afin d'éviter les coups de bélier et les vibrations dans la voie navigable.

• L'hydroélectricité est une énergie renouvelable, mais elle a un impact environnemental. Les dispositifs de franchissement pour les poissons, les grilles d'aspiration, le débit environnemental, la gestion des sédiments et la surveillance de la température et de l'oxygène dissous doivent être considérés comme des éléments de conception au même titre que le plan de production.

• Les thèmes de recherche récents incluent les jumeaux numériques reliant les données des capteurs aux modèles physiques, la prédiction de la dégradation, le stockage par pompage-turbinage à vitesse variable et la commande prédictive. L'objectif est d'optimiser la flexibilité des équipements existants en toute sécurité.

1. Conversion de l'énergie potentielle de l'eau en énergie d'énergie

Laissez tomber une masse d'eau d'une hauteur donnée (m) et vous obtenez de l'énergie potentielle gravitationnelle (m g H). Une centrale ne raisonne pas en termes de volume d'eau déversé en une seule fois, mais en termes de débit volumique Q par seconde. Avec une densité d'eau \rho, une accélération gravitationnelle g et un rendement combiné \eta, la production électrique approximative est :

Pour l'eau douce, \rho\simeq1{,}000\ \mathrm{kg/m^3} et g\simeq9.81\ \mathrm{m/s^2}. Par exemple, avec une hauteur de chute effective de 100 m, un débit de 20 \mathrm{m^3/s} et un rendement combiné de 0,90, P\simeq17.7 MW. La hauteur manométrique effective ne correspond pas simplement à la différence de niveau d'eau brute entre les réservoirs supérieur et inférieur ; il s'agit de la chute de pression qui atteint réellement la conduite, après déduction des pertes de charge par frottement le long de la prise d'eau, du bassin de décantation, de la conduite d'eau, du tunnel sous pression et de la conduite forcée, ainsi que des pertes de charge locales aux coudes, vannes et entrées/sorties.

En notant la perte de charge dans la conduite d'eau h_f et la hauteur manométrique brute H_g :

Ici, L représente la longueur de la conduite, D son diamètre, v la vitesse moyenne d'écoulement, f le coefficient de frottement et K le coefficient de perte de charge locale. À première vue, l'augmentation du débit semble accroître la production proportionnellement à Q, mais les pertes augmentent approximativement avec v^2, soit presque au carré du débit. C'est en partie pourquoi, par temps de fortes pluies, la solution consistant à « laisser passer le plus d'eau possible » n'est pas la bonne.

Figure 1 — L'hydroélectricité transforme la chute et le débit en énergie hydraulique à l'arbre de la turbine, puis l'envoie au réseau via le générateur et le transformateur. Les pertes dans le cours d'eau, le niveau d'eau en aval et les contraintes de prise d'eau influent tous sur la puissance réelle.

Rendement \eta Ce n'est pas non plus un chiffre unique. C'est le produit du rendement hydraulique de la turbine, du rendement mécanique de la roue et des paliers, du rendement du générateur et des pertes du transformateur – et ces valeurs diffèrent selon la charge nominale et la charge partielle. Si des feuilles ou des sédiments s'accumulent dans le cours d'eau, les pertes augmentent ; si les aubes directrices sont trop réduites, l'angle d'écoulement ne correspond plus à celui de la roue et le rendement diminue. Ainsi, l'optimisation par les opérateurs et les contrôleurs ne se limite pas à l'ouverture des vannes ; il s'agit d'un problème complexe qui englobe le stockage dans le réservoir, les prévisions d'apports, les besoins de lâcher d'eau en aval, la courbe de rendement et la production demandée par le réseau.

2. Trois turbines sélectionnées en fonction de la hauteur de chute et du débit

Les turbines se divisent en deux grandes catégories : les turbines à impulsion et les turbines à réaction, selon la manière dont elles appliquent l'eau à la roue. Les turbines à impulsion convertissent la pression en vitesse grâce à une tuyère et projettent le jet contre des aubes à l'air libre. Les turbines à réaction utilisent également la variation de pression de l'eau remplissant un carter et un tube d'aspiration pour faire tourner la roue. Aucune n'est intrinsèquement meilleure ; elles couvrent simplement différentes plages de hauteur de chute et de débit utiles.

Turbine Pelton : transformation de la pression en un jet rapide unique

La turbine Pelton convertit une chute élevée en vitesse. Approximation de la buse La vitesse de sortie sans pertes est donnée par v_j\simeq\sqrt{2gH} — par exemple, environ 89 m/s pour une hauteur de chute de 400 m. Un séparateur au centre de chaque aube divise le jet en deux et le redirige presque dans la direction opposée le long d'une surface intérieure lisse. La variation importante de la quantité de mouvement de l'eau engendre un couple sur la roue. Le débit est ajusté par l'aiguille, et lors d'une brusque coupure de charge, un déflecteur détourne temporairement le jet des aubes pendant la fermeture de l'aiguille, limitant ainsi le coup de bélier.

Le principal atout de la turbine Pelton réside dans le fait que la roue tourne dans un espace proche de la pression atmosphérique, évitant ainsi la cavitation côté tube d'aspiration, un problème fréquent des turbines à réaction. Cependant, l'eau chargée de sable érode les aubes à grande vitesse ; des bassins de décantation à l'aspiration, des surfaces résistantes à l'usure et des réparations périodiques par rechargement de soudure sont autant d'éléments essentiels pour garantir les performances de production.

Turbine Francis : la norme largement applicable

La turbine Francis répartit l'eau uniformément autour de la roue grâce à une enveloppe en spirale. Avec des aubes directrices modulant le débit et l'angle d'incidence, l'eau entre radialement et sort axialement par les passages des aubes. Ce système convient aux hauteurs de chute et aux débits moyens et est utilisé dans la plupart des centrales de stockage et de régulation. Sa plage de fonctionnement est plus étendue que celle d'une hélice à aubes fixes, mais tout écart par rapport au point de fonctionnement nominal tend à accroître les tourbillons à la sortie de la roue, les pulsations de pression et les vibrations.

La cavitation mérite une attention particulière. Lorsque la pression locale chute en dessous de la pression de vapeur saturante de l'eau, des bulles se forment, puis implosent lorsque la pression remonte. Ces implosions répétées endommagent la surface des aubes et provoquent du bruit, des vibrations et une baisse de rendement. Pour y remédier, il est conseillé de positionner la roue à une hauteur suffisante par rapport au niveau d'eau en aval, de concevoir le tube d'aspiration et la forme des aubes, d'éviter un fonctionnement prolongé dans les plages de charge partielle dangereuses et de mesurer la pression et les vibrations.

Turbine Kaplan : optimiser le débit à faible chute

La turbine Kaplan possède une roue en forme d'hélice, semblable à une hélice de navire. À faible chute et à débit important, même une petite chute nécessite le passage d'un volume d'eau important. Pour obtenir un rendement utile, il faut faire varier non seulement les aubes directrices, mais aussi le pas des pales de la roue. La coordination de ces deux paramètres, via une courbe de came ou une table de contrôle, maintient l'angle d'incidence des pales proche de l'optimum malgré les variations de débit, préservant ainsi le rendement à charge partielle.

Les pales mobiles sont puissantes, mais elles ajoutent des mécanismes hydrauliques, des joints et des articulations à l'intérieur du moyeu. Lorsqu'une rivière charrie beaucoup de bois flotté, de débris, de glace ou de poissons, il est nécessaire d'examiner conjointement les grilles d'entrée, les dispositifs d'élimination des débris et la forme de la roue afin de faciliter leur passage. De plus, une faible hauteur de chute n'implique pas automatiquement un faible impact environnemental : toute structure traversant une rivière peut affecter la migration en amont et en aval.

La vitesse spécifique, utilisée pour le choix d'une turbine, est un indice sans dimension combinant la vitesse de rotation (N), la puissance (P) et la hauteur de chute (H). Une notation conventionnelle est :

(

Cependant, les conventions et les systèmes d'unités varient, les valeurs provenant de différentes sources peuvent donc différer. Il ne faut pas les comparer directement. En pratique, les décisions tiennent compte des courbes de rendement des turbines candidates, de leur marge de cavitation, de leur altitude d'installation, de leur courbe de durée de débit, des contraintes de transport et d'installation, ainsi que de leurs futurs points de fonctionnement.

3. Qu'est-ce qui différencie les centrales à barrage, au fil de l'eau et par pompage-turbinage ?

Centrales à barrage avec réservoir

Les centrales à barrage stockent temporairement l'eau entrante dans un réservoir et la relâchent en fonction de la demande ou des conditions d'utilisation de l'eau. Elles peuvent stocker l'eau pendant une période allant de quelques heures à une saison entière, ce qui constitue leur principal avantage : elles découplent la production d'électricité des précipitations instantanées. Lorsqu'une centrale est polyvalente (lutte contre les crues, approvisionnement en eau potable, irrigation, entretien des cours d'eau), la production ne peut pas utiliser l'eau librement. La capacité de stockage doit être maintenue pendant la saison des crues, les lâchers minimaux maintenus en période de sécheresse et les lâchers d'eau pour la production d'électricité doivent être arbitrés afin de limiter l'utilisation en aval.

En résumé, le bilan de stockage du réservoir S est :

où Q_{in} représente l'apport, Q_{turbine} le débit de la turbine, Q_{spill} le trop-plein du déversoir et Q_{release} le débit environnementale/d'usage de l'eau. L'exploitation d'un réservoir peut être considérée comme un problème d'optimisation auquel s'ajoutent les prévisions et réglementations pluviométriques. Maximiser la production uniquement risque de réduire la marge de sécurité pendant la saison des crues et le débit écologique en aval.

Centrales au fil de l'eau et petites centrales hydroélectriques

Les centrales au fil de l'eau ne dépendent pas d'un grand réservoir ; elles utilisent le débit du cours d'eau tel qu'il est à un instant donné. Une installation typique prélève l'eau d'un barrage de prise d'eau dans un cours d'eau, dépose le sable dans un bassin de décantation, l'achemine d'un réservoir d'alimentation vers la centrale par une conduite forcée, puis la rejette en aval. Comme elles ne modifient que très peu le niveau d'eau du barrage sur le long terme, elles offrent moins de flexibilité temporelle qu'une centrale de stockage. Cependant, lorsque le terrain s'y prête, elles peuvent exploiter la chute d'eau au niveau des cours d'eau agricoles existants et des ouvrages de lutte contre l'érosion. ou les points de réduction de pression sur les réseaux d'adduction d'eau.

Pour les centrales au fil de l'eau, la courbe de durée du débit est cruciale. L'installation d'équipements plus grands augmente la production pendant les périodes de hautes eaux, mais la turbine reste inactive en période de sécheresse. Si l'équipement est trop petit, l'eau utilisable même en période de débit moyen est gaspillée. Les prélèvements sont également soumis à des conditions d'autorisation et à des exigences de débit d'entretien ; l'eau laissée pour les poissons ou le lit de la rivière ne doit pas être considérée comme « excédentaire ». La température de l'eau, la turbidité et l'encrassement de la crépine d'aspiration, variables selon les saisons et les heures, influent sur le débit réel.

Station de pompage-turbinage : stockage d'énergie à grande échelle avec refoulement de l'eau vers le haut

Une station de pompage-turbinage comprend un réservoir supérieur et un réservoir inférieur. Lorsque la production d'énergie est excédentaire, l'eau est pompée du réservoir inférieur vers le réservoir supérieur, puis renvoyée vers le bas à travers la turbine en cas de besoin. La quantité d'énergie est déterminée par E\simeq\rho g V H\eta pour un volume d'eau V et une hauteur de chute effective H, ce qui permet de dimensionner la centrale en termes de « puissance » et de débit. La « capacité » est définie par des dimensions distinctes, à l'instar d'une batterie. Le rendement aller-retour, calculé à partir de la pompe, de la turbine, du moteur/générateur, de la tuyauterie et du transformateur, n'est donc pas de 100 %. Malgré cela, le stockage par pompage-turbinage offre une capacité importante pendant de longues périodes, une longue durée de vie et, lorsque le terrain et les droits d'eau le permettent, une grande flexibilité au réseau.

Considérer le stockage par pompage-turbinage comme un simple « dispositif qui pompe la nuit et produit de l'électricité à midi » est aujourd'hui insuffisant. Les heures de fort ensoleillement, de vent nocturne important, de congestion du réseau de transport ou de besoin de capacité de réserve varient quotidiennement. L'intérêt du stockage par pompage-turbinage ne se limite pas aux prix de gros de l'électricité ; il englobe également la régulation de fréquence, la capacité de réserve, la prévention des limitations de production d'énergies renouvelables, la capacité de redémarrage après une panne générale et la réduction de la congestion du réseau de transport. Dans les configurations où la masse en rotation peut être utilisée comme un compensateur synchrone même lorsque la pompe est arrêtée, la prise en charge de la puissance réactive et la capacité de court-circuit deviennent également des facteurs importants.

4. Raccordement du générateur, du régulateur et de la fréquence du réseau

L'arbre de la turbine est généralement couplé directement ou par l'intermédiaire d'un convertisseur. Réducteur — à un générateur synchrone triphasé. Pour une machine synchrone à 12 pôles, la relation entre la vitesse de rotation et la fréquence du réseau est la suivante :

500 tr/min à 50 Hz avec 12 pôles, 600 tr/min à 60 Hz avec 12 pôles. Les centrales hydroélectriques, adaptées à des turbines de grand diamètre et relativement lentes, utilisent parfois des machines à arbre vertical à grand nombre de pôles. Le régulateur automatique de tension (AVR), qui modifie le courant d'excitation, agit principalement sur la tension aux bornes et la puissance réactive, tandis que le régulateur de vitesse, qui ajuste l'arrivée d'eau, influe principalement sur la puissance active et la vitesse de rotation. Ne pas confondre les deux est essentiel pour comprendre le comportement du réseau.

Si la charge augmente soudainement, le couple électrique fourni par le générateur dépasse temporairement le couple de la turbine et la vitesse chute. Le régulateur de vitesse, détectant l'écart de vitesse, ouvre les aubes directrices (pour…). Francis/Kaplan) ou l'aiguille (pour Pelton) pour augmenter la puissance d'entrée de la turbine. La caractéristique de chute de tension de base peut s'écrire :

où R représente la régulation de vitesse (chute de tension), soit la pente de la réponse en fréquence primaire — la puissance de sortie augmentant lorsque la fréquence diminue. Plusieurs centrales sur le même réseau se partagent le déficit en fonction de leur propre chute de tension. La régulation secondaire ramène ensuite la fréquence et le débit de la ligne d'interconnexion à leurs valeurs de référence.

Cependant, l'eau étant peu compressible, une variation brutale de la vitesse d'écoulement dans une longue conduite y propage une onde de pression. En approximation du coup de bélier, la montée en pression due à une variation de la vitesse d'écoulement \Delta v est :

où a représente la vitesse de l'onde de pression, tenant compte de l'élasticité de l'eau et de la conduite. Une fermeture trop brutale exerce une forte contrainte sur la conduite forcée, les vannes et le tubage ; c'est pourquoi des réservoirs d'équilibre et des régulateurs de pression sont nécessaires. Les bassins, les soupapes de décharge et les constantes de temps de régulation appropriées sont tous combinés. Ce que le système électrique exige — une réponse plus rapide — peut se traduire par des fluctuations de pression dangereuses du côté de la voie d'eau. Seule la compréhension de cette tension permet d'utiliser la capacité réglable en toute sécurité.

Figure 2 — Le régulateur d'une centrale hydroélectrique modifie le débit d'eau en fonction des variations de fréquence, mais le réseau hydraulique sous pression possède sa propre dynamique. Le réseau électrique et le système hydraulique ne peuvent être optimisés séparément.

L'hydroélectricité peut également être envisagée pour le redémarrage du réseau après une panne de courant. Ce rôle n'est possible qu'avec une conception permettant de démarrer les équipements auxiliaires sans alimentation externe, des procédures de rétablissement des communications et de la protection, et un plan de raccordement progressif des charges. La disponibilité de l'eau ne suffit pas à elle seule : le plan opérationnel doit inclure une source d'énergie de démarrage, l'autonomie du système de contrôle, la formation du personnel et la gestion de la puissance réactive générée lors de la mise sous tension des lignes de transport.

5. Exploiter les équipements existants pour l'intégration des énergies renouvelables

Avec le développement de l'énergie solaire et éolienne, la variabilité de la production n'est plus « imprévisible » ; elle devient un élément opérationnel inhérent aux prévisions. Les ressources de régulation nécessaires varient considérablement : quelques minutes de variation dues au passage des nuages, plusieurs heures de montée en puissance au coucher du soleil, voire plusieurs jours en raison des changements de conditions de vent liés à une dépression. Dans les limites de sa capacité de stockage et de débit, l’hydroélectricité permet une régulation à court terme, une allocation de la production à moyen terme et une gestion du stockage/pompage-turbinage à long terme.

Cependant, l’idée que « l’hydroélectricité est toujours flexible » est une erreur. Les centrales au fil de l’eau sont limitées par le débit ; les centrales de stockage sont limitées par les droits d’eau, les restrictions liées aux crues et les exigences de lâcher d’eau en aval. Les équipements anciens peuvent ne pas être conçus pour des démarrages/arrêts fréquents ou un fonctionnement à charge partielle importante. Pour l’intégration des énergies renouvelables, au-delà de la comparaison de la puissance nominale (MW), il est nécessaire de prendre en compte la marge de régulation à la hausse et à la baisse, la vitesse de réponse, la durée de fonctionnement durable, le temps de démarrage, la production minimale, le rendement et le coût d’usure.

Le stockage par pompage à vitesse variable est une technologie qui associe l'électronique de puissance à une pompe-turbine conventionnelle à vitesse fixe pour permettre la variation de la vitesse de rotation. En pompage à vitesse fixe, la puissance prélevée sur le réseau est pratiquement constante, ce qui rend difficile le suivi d'un excédent modéré de production d'énergie renouvelable. La vitesse variable permet une adaptation continue de la puissance de pompage ; une réduction rapide de cette puissance en cas de baisse de fréquence compense l'augmentation de la production d'électricité.

Cependant, le passage à une vitesse variable requiert des convertisseurs de fréquence de grande capacité, un système de refroidissement, une isolation, une coordination des protections et un logiciel de contrôle. Même si le rendement à charge partielle s'améliore, les pertes de conversion et le coût des équipements doivent être pris en compte dans l'évaluation. Lors de la modernisation des équipements, il est essentiel de vérifier la vitesse de rotation, le couple et la plage de fluctuation de pression admissibles par la voie d'eau, la roue et le groupe motopropulseur existants, avant de se concentrer sur la partie électrique.

6. Environnement et sécurité : des impératifs

Les installations hydroélectriques peuvent modifier le débit, les sédiments, la température et les déplacements des organismes vivants dans un cours d'eau. L'ampleur de l'impact ne dépend pas uniquement de la présence ou non d'un barrage ; elle dépend également de la distance entre les points de prise d'eau et de rejet, de la longueur du tronçon asséché, des variations saisonnières du débit, de la hauteur du déversoir, de la taille des mailles de la grille, du mode de fonctionnement, des espèces de poissons ciblées et de l'utilisation en aval. La planification et la rénovation doivent prendre en compte ce qui se passe en dehors du périmètre de l'installation.

Les passes à poissons permettent aux poissons de remonter le courant. Il existe différents types de passes, comme les systèmes à bassin et déversoir, les chenaux de type « port de glace » et les canaux de dérivation quasi naturels, conçus en fonction des capacités de nage, de la taille, du calendrier de migration, de la différence de niveau d'eau et du débit d'attraction des espèces ciblées. Si l'entrée est trop éloignée du courant principal, les poissons peinent à la trouver, et la traversée est compromise si la vitesse du courant est trop forte ou trop faible. Installer une passe à poissons et la mettre en service sont deux choses différentes ; il est préférable de vérifier la traversée par vidéo, marquage, comptage et observation sur le terrain.

Pour les poissons descendant le courant, on peut envisager des grilles de prise d'eau, des dérivations, des prises d'eau à faible vitesse et un fonctionnement des vannes adapté aux poissons. Un maillage plus fin réduit l'entraînement des poissons, mais augmente le colmatage et les pertes de charge. Même un dispositif de pompage respectueux des poissons donne des résultats différents selon l'espèce, la taille du corps, le débit et le point de fonctionnement. Mesures environnementales et efficacité de production ne sont pas toujours incompatibles, mais ce compromis doit être géré à l'aide d'indicateurs mesurables.

Le débit environnemental (ou de maintien) correspond à l'eau laissée dans le tronçon asséché après prélèvement afin de préserver l'écologie, la qualité de l'eau, le paysage et les usages de la rivière. Outre un débit minimal fixe, il faut parfois tenir compte des variations de débit pendant la période de frai, des rythmes naturels de montée et de descente des eaux, de la stratification thermique, de l'oxygène dissous et des mouvements de sédiments du lit. Dans les réservoirs, l'accumulation de sédiments réduit la capacité utile et modifie le transport des sédiments lors des crues. Le lessivage des sédiments, le contournement des sédiments et la lutte contre l'érosion du bassin versant influent à la fois sur la durée de vie de la centrale et sur l'environnement fluvial.

En matière de sécurité, la surveillance des barrages, la fiabilité des vannes, les pentes, le fonctionnement en période de crue et les alertes en aval sont les priorités absolues. Même si l'automatisation des centrales hydroélectriques progresse, il est essentiel de définir les responsabilités de chacun en cas d'afflux anormal, de séisme, de perte de communication, de défaillance de capteur ou de cyberattaque. Un contrôle optimal basé sur un seul indicateur de niveau d'eau, aussi précis soit-il en temps normal, ne constitue pas une conception de sécurité. Il est nécessaire de combiner plusieurs niveaux de mesure indépendants, des inspections de maintenance, des mécanismes de sécurité pour les vannes et des procédures d'exploitation manuelles.

7. État actuel des jumeaux numériques et de la maintenance prédictive

Un jumeau numérique ne se limite pas à la reproduction d'une centrale en images de synthèse 3D. Il s'agit de relier des mesures (niveau d'eau, débit, pression, vibrations, température, ouverture des vannes, production) à des modèles physiques de l'équilibre du réservoir, de l'hydraulique, des caractéristiques de la roue, du générateur et du contrôleur, puis d'utiliser ces données pour estimer l'état actuel et prévoir l'état futur. Un bon jumeau numérique se juge non pas à la plausibilité de son affichage, mais à sa capacité à estimer avec précision les grandeurs non observées, à détecter les erreurs de modélisation et à améliorer les décisions d'exploitation.

Par exemple, les séries temporelles des pulsations de pression et des vibrations des paliers pourraient permettre la détection précoce des plages de fonctionnement sujettes à la cavitation ou aux anomalies de la roue. La combinaison des prévisions de niveau d'eau, de précipitations et d'apports avec les prévisions de marché et d'offre et de demande permet de comparer le fonctionnement du réservoir non seulement pour le lendemain, mais aussi pour les semaines à venir. Sur le terrain, cette approche nécessite la prise en compte des contraintes physiques, la gestion des mesures manquantes, l'étalonnage des capteurs et une justification compréhensible par l'opérateur, plutôt que de confier directement les prédictions d'apprentissage automatique au contrôle.

En recherche, les points suivants sont particulièrement importants :

1. Quantification de la dégradation due à un fonctionnement flexible : mesurer la fatigue que les démarrages/arrêts fréquents et le fonctionnement à charge partielle, effectués pour suivre la variabilité des énergies renouvelables, imposent à la roue, aux paliers, aux aubes directrices et à l'isolation du générateur.

2. Fusion de la physique et des données : concevoir des estimateurs qui complètent les pertes et la dégradation non entièrement comprises à partir des données, sans jamais enfreindre les principes de conservation de la masse, de l'énergie ou les limites de l'équipement. 3. Contrôle prédictif : mise à jour des plans de production et de pompage sur plusieurs heures, voire plusieurs jours, en fonction des prévisions de précipitations, d’apports, de prix et d’énergies renouvelables, en considérant l’incertitude comme une fourchette plutôt que comme une prévision ponctuelle.

3. Contribution au réseau des machines à vitesse variable : vérification de la capacité du contrôle du convertisseur à gérer la fréquence et la tension, et de sa compatibilité avec la protection en cas de faiblesse du réseau ou de défauts.

4. Intégration de la surveillance environnementale : prise en compte de la température de l’eau, de la turbidité, de l’oxygène dissous, de la migration des poissons et des sédiments sur le même axe temporel que les données opérationnelles, et non pas seulement du débit.

Il convient toutefois de rester prudent face aux attentes trop élevées. Multiplier les capteurs n’est pas forcément synonyme de précision accrue : leur emplacement, leur étalonnage, la latence de communication, les données manquantes et la propriété des données influencent les résultats. Les crues ou accidents exceptionnels laissent peu de données d’apprentissage, et un modèle très précis en conditions normales peut néanmoins présenter des erreurs d’extrapolation. Il est préférable d’utiliser les jumeaux numériques pour enrichir les informations nécessaires aux décisions de maintenance et d’exploitation, et non comme un substitut aux systèmes de sécurité.

8. Points de contrôle pratiques pour l'évaluation d'une installation

Lors de l'évaluation d'une centrale hydroélectrique, la puissance nominale en MW ne suffit pas à elle seule à caractériser ses performances. Commencez par vérifier la chute brute et la chute effective, le débit de conception, la courbe de durée annuelle du débit, la présence d'un réservoir et l'évolution du niveau d'eau en aval. Examinez ensuite le type de turbine, le diagramme de rendement, la plage de fonctionnement à charge partielle admissible, la marge de cavitation et les temps de démarrage et d'arrêt. Vérifiez ensuite la puissance du générateur, le régulateur de tension, la capacité de redémarrage autonome, la capacité du transformateur et de la ligne de transport, ainsi que les réglages des relais de protection en fonction des conditions du réseau.

Pour une centrale de pompage-turbinage, vérifiez la capacité utile des réservoirs supérieur et inférieur, la chute, la puissance de production et de pompage respective, le rendement aller-retour, le niveau d'eau minimal, le temps de commutation entre le pompage et la production, et si la vitesse est variable ou fixe. Côté environnement, vérifiez l'emplacement des prises et des rejets, le débit environnemental, les dispositifs de franchissement pour les poissons et les grilles, les sédiments et les alertes en aval. Ce n'est qu'alors que la question « combien de MW pouvons-nous utiliser pour les énergies renouvelables ? » se transforme en question pratique : « quand, dans quelle direction, pendant combien de temps et sous quelles contraintes pouvons-nous l'utiliser ? »

9. Conclusion : utiliser l'eau implique de gérer le temps et les contraintes

L'équation hydroélectrique P=\rho g Q H\eta est simple, mais derrière ses quatre symboles se cachent le bassin versant, le réservoir, le cours d'eau, la turbine, le générateur, le réseau de transport et l'environnement fluvial. Les différences entre les turbines Pelton, Francis et Kaplan résident dans la manière dont elles transmettent la pression et le débit aux pales. Les différences entre les centrales à barrage, au fil de l'eau et par pompage-turbinage résident dans la distance que l'eau peut être déplacée dans le temps. Enfin, le régulateur et le système d'excitation convertissent la puissance de l'eau en puissance active et en tension nécessaires au réseau.

Sur les réseaux à forte part d'énergies renouvelables, l'hydroélectricité est repensée non plus comme un équipement ancien et fixe, mais comme une infrastructure flexible. Cette flexibilité n'est cependant pas illimitée. Le coup de bélier, l'usure, le stockage, les droits d'eau, la faune piscicole, les sédiments et la sécurité sont autant de contraintes qui doivent être intégrées directement dans les systèmes de contrôle, de maintenance et de surveillance environnementale. Les jumeaux numériques et les stations de pompage-turbinage à vitesse variable sont des outils qui permettent de repousser progressivement ces limites ; ils ne remplacent ni la physique ni l'observation de terrain.