Etude technique des installations

Cette partie traite de l'étude technique des installations qui a pour objectif de déterminer et dimensionner les ouvrages et organes d'une PCH nécessaires à la production d'électricité. Elle se divise en deux parties :

  • un état des lieux du site, réalisé durant la visite de terrain, permettant d'identifier les installations présentes et manquantes ;
  • une proposition de solutions afin d'assurer la production d'électricité.

Afin de déterminer la production d'électricité possible, l'étude technique des installations se base sur l'étude de la puissance mécanique et électrique de la PCH. Pour cela, elle nécessite en entrée les résultats de l'étude hydrologique de la Vouzance notamment les débits turbinables classés. La méthodologie est présentée ci-dessous :

  1. Puissance mécanique
  • calcul du rendement de la turbine à l'aide de la courbe des débits classés ;
  • détermination de la puissance disponible et de la puissance installée.
  1. ​Puissance électrique
  • calcul du rendement du multiplicateur de vitesse et du générateur de courant ;
  • détermination de la puissance fourni par la centrale hydroélectrique.

L'étude cherche à définir le fonctionnement des installations nécessaires à la production d'électricité et propose une réflexion sur des solutions techniquement optimales.

Etat des lieux

Afin d'étudier les solutions de réhabilitation du moulin, il est nécessaire de bien comprendre son fonctionnement et d'en connaître l'état. Un premier contact avec le propriétaire nous a permis d'obtenir les informations générales ainsi qu'un premier descriptif des installations.

Dans un second temps, pour nous permettre d'approfondir l'état des lieux, nous avons été amené à réaliser un diagnostic "terrain", organisé avec le propriétaire. Durant 2 jours, nous avons eu l'opportunité d'observer le moulin (dans son état actuel) en fonctionnement, d'identifier les installations existantes et d'évaluer leur état.

Voici une synthèse des données récoltées sur les différentes installations du moulin, de nos observations et mesures réalisées lors de la visite :

1. En amont de la PCH

Figure 1. Seuil

 

Figure 2. Vannes de décharge

 

Figure 3. Canal d'amenée

 

Figure 4. Grille de protection

Afin d'éviter de rendre indispensable l'installation d'un dégrilleur permettant le nettoyage automatique de la grille, nous préconisons de mettre en place une drome de protection (barrage flottant) au niveau du seuil. Celui-ci éliminera la majorité des déchets/débris flottants.

 

2. Au niveau de la PCH

Figure 5. Vanne de prise d'eau

 

Figure 6. Chambre de la turbine

 

Figure 7. Cercle de vannage

 

Figure 8. Turbine

La mise en place de la turbine s'est déroulée en 1929 et a fonctionnée jusqu'en 1990. Depuis près de 85 ans, la turbine est donc soumise aux différentes sources d'usure : 

  • oxydation : rouille ;
  • abrasion : due aux matières en suspension contenues dans l'eau turbinée ;
  • érosion : due à la cavitation située essentiellement sur les aubes de la turbine.

Le matériau utilisé par cette turbine est  était la fonte d'acier. Ce matériau est reconnu pour être résistant à la corrosion mais peu à l'abrasion et à la cavitation. La turbine Francis étudiée ici étant soumise à une très basse chute (1.60 m), les phénomènes d'abrasion et de cavitation sont assez faibles.

A noter, que la fonte d'acier ne permet pas le rajout de matière afin de ramener la turbine dans son état d'origine. Cependant, au vue de son état, nous pouvons tout de même envisager de faire fonctionner la petite centrale avec la turbine existante (peu de remous ou de bulles observés en sortie de turbine : signes de cavitation importante ou de déformation des aubes de la roue).

Une attention particulière devra être portée sur le système de lubrification des paliers et sur l'état de leur garniture (coussinet en bronze ou en régule). Ceux-ci assurant une bonne rotation de l'arbre sans jeu ni friction excessif.
 

3. En aval de la PCH

Figure 9. Canal de fuite

4. Synthèse

Cette visite a permis de mettre en évidence la présence d'équipements déterminant la puissance mécanique de l'installation et nécessaires à la production d'électricité. La plupart de ces installations sont dans un état satisfaisant pour être utilisées afin de produire de l'électricité. Il faudra tout de même porter une attention particulière à la turbine Francis (roue, paliers et vannage) qui est l'élément majeur du moulin.

Cependant, les équipements électriques et l'automatisation du fonctionnement des installations sont actuellement manquants. Cette partie sera donc également être étudiée.

Puissance mécanique

Turbine

La visite de terrain a permis de mettre en évidence la présence d'un équipement permettant de transformer la puissance hydraulique en puissance mécanique : une turbine Francis.

Michel HESCHUNG décrit le fonctionnement des anciennes turbines Francis dans le "Guide de réhabilitation des moulins hydrauliques en vue de la production d'électricité". [1]

Description d'une turbine Francis

La partie fixe de la turbine comprend l'anneau d'entretoises qui porte le distributeur et la cloche supportant le palier principal de la machine.

Le distributeur sert à régler le débit et à orienter l'écoulement de façon optimale vers les aubes de la roue. Il est constitué d'un ensemble d'aubes directrices dont l'orientation est réglée par l'intermédiaire des biellettes portées par l'anneau de vannage. Celui-ci est actionné par la tige de commande, par l'intermédiaire de deux tirants. Actuellement, son réglage se fait manuellement. Il sera nécessaire de l'automatiser et de réguler son ouverture en fonction des débits entrants.

La roue est placée à l'intérieur du distributeur. L'arbre de la roue est porté et guidé par le palier principal.

Cette turbine est mise en charge dans la chambre. L'eau arrive dans la turbine par l'extérieur, en passant par les aubes directrices du cercle de vannage (au niveau des entretoises visibles sur la coupe ci-dessous). L'eau est ainsi turbinée et évacuée au niveau de l'axe de la turbine, en contre-bas, dans l'aspirateur.

                Figure 1. Schémas turbine Francis. Source : [2]

L'arbre vertical d'une turbine Francis est porté et guidé par le palier principal, solidaire de la cloche. Celui-ci est associé à un second palier assurant le guidage de l'extrémité supérieure de l'arbre, au voisinage du pignon de renvoi. Il est primordial de s'assurer de la bonne lubrification de ces paliers. Un manque d'huile pourrait entraîner l'échauffement puis la destruction des garnitures des paliers qui permettent la rotation de l'arbre sans jeu ni friction excessif.

Calcul de puissance

1. Puissance disponible

Cette puissance est la puissance disponible par le cours d'eau. Pour la déterminer, il est tout d'abord nécessaire de connaitre le débit maximal turbinable et la hauteur de chute.

La visite de terrain nous a permis d'avoir une première estimation de ce débit à l'aide de la méthode du flotteur. Cette méthode consiste à mesurer le temps parcouru par une balle en plastique à travers un volume défini. Il est nécessaire de placer le flotteur en amont de la première mesure afin que celui-ci est atteint la vitesse du cours d'eau. 

Le mesure du débit maximal turbinable est effectuée au niveau de la prise d'eau, avant la grille, lorsque la turbine est en fonctionnement :


Figure 1. Méthode du flotteur

La méthode du flotteur nous permet d'obtenir un débit Q égal à 0,76 m3/s.

Suite à la visite de terrain, des précisions sur les caractéristiques de la turbine ont été apportées  (documents de référence de la turbine installée) :

  • débit maximal de la turbine égal à 0,68 m3/s ;
  • hauteur de chute égale à 1,6 m.

Notre mesure de terrain de débit est donc relativement proche de la valeur donnée dans les caractéristiques de la machine. La valeur de débit de référence a été ensuite conservée dans nos calculs. 

L'étude hydrologique de la Vouzance permet de déterminer la courbe des débits turbinables classés. Cette courbe donne les puissances disponibles par la relation :

Pdisponible = ρ * g * Q * H

avec :

  • ρ, la masse volumique de l'eau, égale à 1 kg/l ;
  • g, le champ de pesanteur, égal à 9,81 m2/s ;
  • H, la hauteur de chute, égale à 1,6 m.

​​On a également :

Pdisponible max = ρ * g * Qmax * H = 10,7 kW

La courbe des débits turbinables classés et des puissances disponibles classées est donnée ci-dessous :


Figure 2. Évolution des puissances et débits classés

 

2. Puissance installée

La puissance installée est la puissance en sortie de turbine. Elle se base sur la puissance disponible et prend en compte les caractéristiques de la turbine. Sa définition est donnée ci-dessous:

Pinstallée ​= η​turbine * Pdisponible

Les documents de référence de la turbine installée précisent que le rendement maximal est égal à 80%. Ainsi,

Pinstallée max = 0,8 * Pdisponible max = 8,5 kW

Le "Guide pour la réhabilitation des moulins hydrauliques en vue de la production d'électricité" précise la courbe de rendement théorique d'une turbine Francis ancienne en chambre d'eau. A partir de cette courbe, 8 plages de rendements ont été définies afin d'approximer et de déterminer le rendement pour chaque débit mesuré.

Avec Qrel = Qmesuré / Qmax

Ci dessous, la courbe de rendement :


Figure 3. Courbe de rendement de la turbine

 

Les rendements ainsi déterminés permettent de définir la courbe des puissances installées classées présentée ci-dessous :

Figure 4. Évolution de la puissance installée

 

Puissance électrique

Installations

La visite de terrain a permis de mettre en évidence l'absence d'équipements permettant de produire une puissance électrique et d'automatiser le système. Ces installations sont nécessaires pour produire de l'électricité et celles-ci sont présentées ci-dessous.

Générateur de courant

1. Principe général

Le générateur de courant d'une PCH convertit l'énergie mécanique de rotation fourni par la turbine en énergie électrique. Il est constitué de deux parties, le stator, partie fixe et le rotor, partie tournante. 

Le fonctionnement d'un générateur de courant se base sur l'induction magnétique. Quand un circuit électrique est soumis à une variation de champ magnétique ou balayé par un champ magnétique (par exemple un aimant qui tourne devant une bobine), cela induit une tension alternative.

        Figure 1. Principe de fonctionnement d'un générateur de courant. Source : [3]

Pour une centrale hydroélectrique, on utilisera une machine générant un courant alternatif triphasé. Pour une même puissance, elle sera moins lourde et moins volumineuse qu'un générateur monophasé.

On retrouve alors deux types de générateurs :

  • la génératrice synchrone, ou alternateur
  • la génératrice asynchrone

 

2. La génératrice synchrone, dit "alternateur"

Le rotor de la machine ou inducteur, crée un champ magnétique grâce à l'alimentation de son bobinage par un courant continu ou alors grâce à des aimants permanents.

Le stator ou induit, est composé de 3 bobinages décalés les uns par rapport aux autres de 120°.

Ainsi, lorsque le rotor est entrainé par la turbine, son champ magnétique balaye successivement les 3 bobinages du stator, ce qui induit une tension alternative triphasée dont la fréquence est proportionnel à la vitesse de rotation.

  • fréquence des tensions induites : $f=p\times n=p\frac{N}{60}$

p = nombre de paires de pôles ; n = vitesse de rotation [tr/s] ; N = vitesse de rotation [tr/min]

Par exemple, pour générer une fréquence de 50 Hz (fréquence du courant sur le réseau français), un alternateur à 2 paires de pôles doit tourner à la vitesse de 1500 tr/min.

Les génératrices synchrones présentent de très bon rendements, y compris lorsqu'elles sont utilisées en charge partielle.
 

3. La génératrice asynchrone

La différence majeure avec l'alternateur, est que le rotor n'est raccordé à aucune source d'énergie.

Le rotor présente la forme d'une cage d'écureuil et est composé d'un ensemble de barres en aluminium ou en cuivre. Il ne comporte donc aucun bobinage, ce qui le rend robuste et plus économique.

Le stator est similaire à celui d'un alternateur.


Figure 2. Vue éclatée d'une génératrice asynchrone. Source : [4].

Les enroulements statoriques d'une machine asynchrone sont alimentés par des courants alternatifs triphasés (couplage au réseau). Ils génèrent ainsi un champ magnétique tournant statorique de vitesse Ns (vitesse de synchronisme) :

$$N_{S}=60\frac{f}{p}$$

Ns [tr/min] ; f = fréquence du réseau d'alimentation ; p = nombre de paire de pôles

Pour fournir de l'énergie électrique, le rotor doit être entrainé par la turbine à une vitesse supérieure à la vitesse de synchronisme. Ses conducteurs, alors balayés par un champ tournant statorique, induisent des courants triphasés qui génèrent à leur tour un champ tournant rotorique. Des tensions alternatives triphasées sont ainsi induites au niveau des bobinages du stator.

Si la vitesse du rotor est inférieure à la vitesse de synchronisme, la machine fonctionne en moteur. Elle absorbe alors de l'énergie électrique. De la même manière, si le rotor est entraîné à la vitesse de synchronisme, la machine ne fonctionne ni en génératrice ni en moteur.

Figure 3. Fonctionnement d'une machine asynchrone selon sa vitesse de rotation. Source : [1]

Lors du fonctionnement en génératrice, la vitesse du rotor reste proche de la vitesse de synchronisme.

A noter, qu'en fonctionnant en moteur ou en génératrice, la machine asynchrone absorbe de l'énergie réactive pour produire le champ magnétique tournant statorique indispensable à son fonctionnement.

Synthèse - Alternateur et génératrice asynchrone :

Étant donnée la puissance de la centrale hydroélectrique et de l'utilisation de l'énergie produite, le choix se porte sur une génératrice asynchrone de puissance 9 kW :

Figure 4. Génératrice asynchrone 9 kW - 1500 tr/min. Source : [5].

Tarif

Fourniture pièces = 800 € TTC

Installation/réglages/mise en service = 1 000 € TTC

 

4. Mise en oeuvre et couplage avec le réseau

La génératrice "envoie" l'énergie produite au réseau de distribution Erdf. Ce réseau va alors imposer sa tension (400 V) et sa fréquence (50 Hz) à la machine. Il fournit également l'énergie réactive nécessaire au fonctionnement de la génératrice.

Une batterie de condensateurs est indispensable pour améliorer le facteur de puissance de l'installation.

Figure 5. Couplage génératrice/réseau. Source : [1].

Lorsque la turbine est mise en fonctionnement, le groupe accélère progressivement. Dès que la vitesse de la génératrice est proche de la vitesse de synchronisme, elle est couplée au réseau par la fermeture du contacteur.

L'augmentation du débit d'eau passant dans la turbine entraîne une augmentation de la puissance électrique fournie par la génératrice au réseau.

Il n'est pas nécessaire de réguler la vitesse une fois le couplage au réseau effectué. Toute variation de la vitesse de la génératrice est compensée par la forte variation du couple résistant qui en résulte.

Un dispositif de sécurité permet également de signaler l'emballement du groupe qui peut se produire en cas de coupure accidentelle du réseau.
 

Multiplicateur de vitesse

1. Présentation

La turbine présente une vitesse de rotation qui dépend à la fois du débit du cours d'eau, de la hauteur de chute et du type de turbine. Cependant, la fréquence du courant alternatif du réseau sur lequel le PCH est raccordé impose la vitesse de rotation du générateur. Le multiplicateur de vitesse, placé entre la turbine et le générateur, permet ainsi de synchroniser le fonctionnement des deux équipements. 

Les multiplicateurs de vitesse de petites centrales hydroélectriques se divisent généralement en deux types :

  • multiplicateurs de vitesse à engrenages

Ces multiplicateurs sont constitués de roues dentées s'engrenant l'une avec l'autre. Ces multiplicateurs, très résistants, sont majoritairement utilisés pour des installations présentant des couples et puissances élevés, c'est-à-dire les roues à aubes ou les vis hydrodynamiques. Ils présentent généralement un rendement élevé, de l'ordre de 98%, et ont comme inconvénient principal la nécessité de lubrification. [1]


Figure 1. Multiplicateur à 3 engrenages hélicoïdaux. Source : [6].

  • multiplicateurs de vitesse à poulies-courroies

Leur fonctionnement est basé sur la transmission entre deux poulies liées aux arbres et jointes par une courroie. Ces multiplicateurs peuvent être à courroies crantées, striées, trapézoïdales ou plates. Le guide des Sciences et Technologies Industrielles de J.L. FANCHON présente quelques caractéristiques de ces multiplicateurs de vitesse.

2. Choix de la solution

La turbine installée sur site est une turbine Francis qui ne présente pas un couple trop élevé et une puissance relativement faible. Ainsi, en raison des avantages mentionnés ci-dessus, notamment économique, la transmission par courroie plate est préférée au multiplicateur à engrenages et aux autres multiplicateurs poulies-courroies.
.

Le coût moyen d'un multiplicateur à courroie plate donné par plusieurs fournisseurs est  environ égal à 1000 € TTC.

Armoire électrique

1. Présentation

De nos jours, les petites centrales hydroélectriques fonctionnement de plus en plus de manière automatique. Ces systèmes permettent de diminuer les coûts d'exploitation en limitant au maximum la présence humaine sur site.

L'ensemble des commandes permettant l'automatisation d'une petite centrale hydroélectrique sont réunis dans une armoire électrique comme celle présentée ci-dessous :


Figure 1. Armoire électrique du moulin de Lugny-les-Charolles (71). 

2. Organes à automatiser

En l'état actuel, le moulin Priaud n'est pas automatisé.La mise en place de ce système permet au propriétaire d'être moins présent sur site qu'actuellement et de posséder un système autonome et sûr.

Suite à l'état des lieux effectué, une automatisation apparaît nécessaire pour :

  • mesurer la lame d'eau au niveau du seuil afin de connaître les hauteurs d'eau en amont de la PCH

Comme l'impose la législation en vigueur, le débit réservé devant toujours alimenter le tronçon court-circuité de la Vouzance est de 76L/s, soit 0,076m3/s, soit le dixième du module de la rivière. Or, comme l'a montré l'étude hydrologique, le débit peut fortement varier au cours du temps, parfois en l'espace de quelques heures. Le débit détourné pour aller être turbiné au moulin ne doit jamais excéder une valeur telle que le débit réservé dans le tronçon court-circuité de la Vouzance ne soit plus respecté.

Un système automatisé, qui puisse contrôler en temps réel la part du débit turbiné, est donc nécessaire. L'eau entrant dans le tronçon court-circuité se déverse au seuil. Au niveau de cet ouvrage, l'écoulement devient critique et une relation simple existe entre le débit et la lame d'eau déversant au dessus du seuil (cf. Risque inondation).

La lame d'eau correspondante à ce débit réservé, déterminée par la loi de seuil, est alors de 1,5 cm.

De plus, l'étude du risque inondation définit la hauteur de plein bord, hauteur pour laquelle le débit de plein bord est atteint, à 31,5 cm. Cette hauteur est la hauteur d'eau maximum de fonctionnement de la turbine afin d'éviter tout risque de dommages.

Afin de déterminer la hauteur d'eau au niveau du seuil, un capteur sera installé et sera en lien direct avec l'armoire électrique. Ce capteur se base sur la mesure de la pression hydrostatique.

La pression hydrostatique est la pression exercée au dessous de la surface d'un liquide par le liquide situé au dessus quand le fluide est au repos. A l'intérieur d'une colonne de fluide se crée une pression due au poids de la masse de fluide. La pression hydrostatique est variable en fonction de la profondeur atteinte. En effet, une pression de 1 bar est gagnée tous les 10 mètres. [7]

Le principe d'une sonde de pression hydrostatique est présentée ci-dessous :


Figure 2. Sonde de pression hydrostatique. Source : [7].

A partir de la pression mesurée par la sonde, la hauteur d'eau de la rivière peut être calculée. Ce capteur est relié à l'armoire électrique et une mesure est effectuée toutes les minutes.

Afin de protéger la sonde contre les intempéries et les variations de débit, celle-ci sera placée au sein d'un tube en métal, relié à une fixation sur la berge.

  • ​​modifier l'orientation des aubes directrices du cercle de vannage afin de faire varier le débit entrant

L'étude du rendement de la turbine a permis de mettre en évidence un rendement nul pour un Qrelatif = 0,22, soit un débit mesuré égal à 0,15 m3/s. Un rendement nul nécessite un arrêt de la machine pour éviter de perdre de l'énergie et de ne pas endommager la turbine. 

Afin d'éviter cette perte, la mise en place d'un capteur de position relié à l'armoire électrique est requise. Celui-ci enclenchera la fermeture des aubes directrices et un arrêt de la turbine lorque celle-ci sera fermée à 78% de son état initial (ouverture complète).

A l'aide des mesures fournies par la sonde de pression hydrostatique et par le capteur de postion, l'armoire électrique sera capable de gérer 3 cas de figure :

- une fermeture des vannes et un arrêt de la turbine lorsque l'ouverture des aubes directrices est inférieure à 22%

- une ouverture progressive des aubes directrices de 22 à 100% permettant le passage du débit réservé au dessus du seuil (hauteur d'eau mesurée à l'aide de la sonde de pression hydrostatique)

- un fermeture des vannes et un arrêt de la turbine lorsque la hauteur d'eau est égale à la hauteur de plein bord.

Ces ouvertures et fermetures d'aubes directrices du cercle de vannage sont gérés par un verrin électrique directement relié à l'armoire électrique.


Figure 3. Vérin électrique. Source : [8].

  • mettre en route et arrêter la centrale

A l'aide de boutons marche/arrêt, le propriétaire détermine l'utilisation de la centrale.

  • procéder à l'arrêt du système en cas de défaillance

En cas de défaillance, telle qu'une coupure accidentelle du réseau ou un dysfonctionnement grave (échauffement des installations), l'armoire électrique commande l'arrêt du système. Elle contiendra un disjoncteur et un arrêt coup de poing.

Les estimations de chiffrage donnés par les fournisseurs donne un coût moyen de l'armoire électrique et des capteurs à environ 12000€ TTC.

 

3. Organes qui ne seront pas automatisés

Plusieurs organes sont fréquemment automatisés dans le cadre de centrales hydroélectriques mais ne semblent pas pertinent pour notre cas d'étude :

  • permettre l'ouverture et la fermeture de la vanne de prise d'eau

Le moulin ainsi réhabilité a pour vocation a produire en continu, la vanne de prise d'eau est donc continuellement ouverte. Une automatisation de ce système ne semble donc pas nécessaire. A l'approche d'une crue, dont l'alerte est donnée par le capteur de hauteur d'eau, le propriétaire devra fermer manuellement cette vanne.

  • permettre l'ouverture et la fermeture des vannes de décharge

Les crues sont rares au niveau du site du moulin, de l'ordre de 4 jours par an. Les vannes de décharge peuvent être ouvertes manuellement durant cette période et rester fermées le reste du temps. Une automatisation ne semble là aussi pas pertinente.

Raccordement au réseau

L'énergie produite par la centrale hydroélectrique pourra être injectée sur le réseau Erdf et ainsi revendue en totalité à EDF. Pour cela, il est nécessaire prévoir le raccordement de l'installation au réseau électrique (compteurs, câble électrique, organes de sécurité).

1. Conditions de raccordement de la centrale au réseau électrique

La centrale, fournissant une puissance électrique faible (<10 kW), peut être raccordée directement au réseau Erdf selon les modalités suivantes :


Figure 1. Schéma de raccordement de la centrale au réseau EDF. 

La distance entre les compteurs de production de la centrale et le coffret coupe-circuit qui sera installé par Erdf (en limite de propriété) ne doit pas dépasser 30 m.

La distance totale de la ligne installée pour le raccordement (du haut du pylône électrique, jusqu'aux compteurs) ne doit pas dépasser 70 m.

Nous comptons 10 m entre le pied du pylône et son sommet.

 

2. Plan de masse avec implantation du raccordement


Figure 2. Cadastre - propriété du moulin Priaud. Source : [9].

Les compteurs électriques seront installés dans le bâtiment de la turbine.

Le coffret coupe-circuit sera installé en limite de propriété, le plus proche possible du pylône électrique existant.


Figure 3. Cadastre - bâtiments moulin Priaud. Source : [9].

Les distances ainsi mesurées, respectent les conditions fixées par Erdf et permettent de faire réaliser le raccordement par Erdf selon un forfait s'élevant à 2 000 € TTC.

Calcul de puissance

Puissance fournie

La puissance fournie est la puissance en sortie du générateur de courant, directement relié au réseau. Elle prend en compte les rendements du générateur de courant et du multiplicateur de vitesse et son calcul s'effectue à l'aide de la relation suivante :

Pfournie = η​turbine * η​multiplicateur * η​générateur * Pdisponible = η​multi * η​générateur * Pinstallée

Le Guide pour la réhabilitation des moulins hydrauliques en vue de la production d'électricité de M. HESCHUNG [1] fournit la courbe de rendement théorique d'un générateur de courant asynchrone et donne un rendement maximal égal à 85% pour une puissance de l'ordre de 10 kW. 

Étant donné que η​multiplicateur = 0,98, on a :

Pfournie max = 0,98 * 0,85 * Pinstallée max = 7,1 kW

A partir de la courbe de rendement théortique, 8 plages de rendements ont été définies afin d'approximer et de déterminer le rendement pour chaque puissance.

Avec Prelative = Pinstallée / Pmax

Ci dessous, la courbe de rendement :


Figure 1. Courbe de rendement du générateur de courant. 

 

Les rendements ainsi déterminés permettent de définir la courbe des puissances fournies classées présentée ci-dessous :


Figure 2. Évolution de la puissance fournie

 

Prévision de puissance fournie mensuelle

Méthode de calcul pour déterminer le débit moyen mensuel et le nombre de jours turbinables :

  • les débits supérieurs à Qmax​ sont considérés égaux à Qmax ;
  • les débits inférieurs à Qmin sont considérés égaux à 0 ;
  • Qmoy​ est calculé à partir des jours turbinables et est une moyenne mensuelle sur les 15 dernières années de mesure de débit ;
  • les crues entrainent un arrêt de la turbine pendant 4 jours par an en moyenne sur les 15 dernières années de mesure de débit : un arrêt mensuel en décembre, janvier, février et mars.


Figure 3. Prévision de puissance fournie mensuelle

La puissance fournie varie en fonction de la période de l'année. Elle atteint son maximum en hiver et diminue progressivement pour atteindre ses plus faibles les valeurs durant les mois d'été et d'automne.

Installation techniquement optimale

1. Turbine : choix d'une solution techniquement optimale

Au cours de cette étude, nous avons pu nous apercevoir que la turbine Francis actuellement installée, ne permet pas d'utiliser de manière optimale les capacités de la rivière (La Vouzance). En effet, durant près de 3 mois de l'année, le débit disponible de la rivière dépasse le débit maximum turbinable.

  Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Décembre

Débits turbinés  (m3/s)

0,68 0,68 0,66 0,60 0,60 0,32 0,40 0,31 0,43 0,25 0,61 0,68

De plus, du fait de l'implantation du moulin, et donc de la faible hauteur de chute disponible, la turbine Francis n'est pas la turbine qui présente le meilleur rendement (de 22 à 80%).

Comparons à présent les caractéristiques des différentes turbines et leurs conditions d'utilisation [10]:

Nous avons donc choisi d'étudier la possibilité de remplacement de la turbine existante par une vis hydrodynamique, qui semble être la turbine présentant les meilleurs rendements pour nos conditions de chute et débit.

2. Principe de fonctionnement

Le principe de la vis hydrodynamique est l'inverse de celui de la vis d'Archimède: l'énergie est produite par la mise en rotation de la vis sans fin du fait de l'écoulement de l'eau vers le bas.


Figure 1. Schéma d'une vis hydrodynamique. Source : [11]

Comme présenté sur l'illustration ci-dessus, la vis est inclinée d'environ 20 degrés et est installée dans un bac cylindrique. L'eau s'écoule du haut vers le bas, mettant ainsi la vis en mouvement sous l'effet de son poids. Ce mouvement est ensuite converti et transmis au générateur par les éléments de transmission.

3. Performances et durabilité

Cette technologie présente un rendement élevé avec une génération d'énergie importante même avec de faibles débits et sur des petites hauteurs de chute.


Figure 2. Courbe de puissance d'une vis hydrodynamique . Source : [12]

Le graphe précédent donne une estimation de la puissance générée en fonction du débit et de la hauteur de chute de l'ouvrage.

En complément de ces performances techniques, les vis hydrodynamiques ont l'avantage d'être des machines robustes et durables qui ne nécessitent que très peu de maintenance. Elles comptent peu de pièces d'usure et du fait de la faible vitesse de rotation de l'installation, leur dégradation au cours du temps est minimale.

4. Impact environnemental

Un autre aspect important de cette technologie est d'être ichtyocompatible et respectueuse de l'environnement. Le fonctionnement doux permet le passage des poissons lors de la rotation de la vis.

Ce choix a donc été retenu en tant que mesure de suppression dans l'étude d'impact environnementale. Les avantages et inconvénients de ce dispositif y sont alors détaillés et explicités de manière exhaustive.