Principaux types de turbines hydrauliques

Principaux types de turbines hydrauliques

Introduction

L’objet du travail est la micro-centrale hydroélectrique (composée de quatre turbines) de Beudon, une propriété privée appartenant à Mme Granges au-dessus de Fully (Valais) dans laquelle on turbine l’eau du torrent de Beudon. Les installations électriques ont été réalisées par le bureau d’ingénieurs M. Schwarz Möriken. D’anciens essais d’automation ont été faits mais les résultats n’étaient pas satisfaisants, tant par leurs fonctionnement que par leur fiabilité. C’est pour cela que son exploitation était au début du projet entièrement manuel. Ceci n’est pas une situation optimale pour la propriétaire du site, parce que l’on doit souvent adapter la puissance des générateurs au débit du torrent. L’objectif était donc de rendre le turbinage automatique, dans la mesure du possible avec le temps et les moyens financiers à disposition (2000 CHF au début, pendant le projet j’ai pu profiter d’une partie du budget d’un autre étudiant). Il était aussi souhaité d’avoir un monitoring local et à distance de la production d’énergie.

 Turbines hydrauliques

Dans une turbine hydraulique, l’énergie hydraulique de l’eau est partiellement convertie en énergie mécanique à l’arbre de la machine.

 Turbine Pelton 

La turbine Pelton est une turbine à action. Elle est constituée d’une roue munie d’aubes (appelées augets) qui est mise en rotation par l’eau envoyé par un ou plusieurs injecteurs (jusqu’à 6). Dans la majorité des cas, elle comporte aussi un déflecteur. Tous ses éléments sont placés dans une bâche qui protège la roue et évacue l’eau.

Augets

La force du jet sur l’auget met la roue en rotation. Les augets sont profilés de façon à maximiser le rendement. Ils permettent à l’eau de s’échapper sur les côtés de la roue.

Injecteur

L’injecteur est construit pour produire un jet d’eau aussi homogène que possible avec un minimum de dispersion. Il possède à l’intérieur un pointeau mobile qui est déplacé par un servomoteur. Ce pointeau permet de régler le débit.

Machine asynchrone

Elle est nommée ainsi parce que sa vitesse en charge et la fréquence du réseau auquel elle est reliée ne sont pas dans un rapport constant. On retrouve aussi l’appellation « machine à induction » parce que le champ tournant du stator induit des courants alternatifs dans le circuit rotorique. Le stator se compose de trois groupes de conducteurs logés dans des encoches et associés de façon à former trois enroulements identiques, chacun correspondant à une phase. Ils sont décalés d’un angle électrique de 120° les uns par rapport aux autres. Etant parcourus par trois courants (système triphasé) ils créent un champ tournant excitateur. Ce champ à répartition sinusoïdale, comportant 2p pôles (p=paire), a une vitesse angulaire Ωs (rad/s) qui est liée à la pulsation électrique ω des courants d’alimentation et au nombre p de paires de pôles déterminé par le bobinage du stator. Le rotor comporte un bobinage en court-circuit qui n’est branché sur aucune source extérieure de tension (sauf utilisation particulière avec rotor bobiné). Ils existent quatre types dont deux sont décrits ci-dessous :

 Rotor à cage d’écureuil o Ce rotor se compose de tôles ferromagnétiques et de barres de cuivre ou d’aluminium. Celles-ci sont placées dans des encoches et sont reliées entre elles à chaque extrémité par un anneau de court-circuit de même matière.
 Rotor bobiné ou à bague o Celui-ci est constitué de trois bobines de fil isolé placées dans des encoches, chacune étant reliée à une bague. Elles sont reliées, comme le bobinage statorique, de façon à réaliser un enroulement triphasé dont les trois phases sont court-circuitées entre-elles.

 Régulation

 Les différents modes de régulation des turbines

La régulation des turbines a comme but de maintenir leur vitesse de rotation constante. Elle dépend du mode opératoire de l’installation : en îlot ou en parallèle sur le réseau de distribution. Ceci peut être réalisé par l’un des trois différents régulateurs suivants :

 Régulateur de niveau (en parallèle avec le réseau)
 Régulateur électronique à charge ballast (en îlot)
 Régulateur vitesse-débit (en îlot)

 Les paramètres de réglage de la turbine

Le débit Q et la puissance P :
 L’ouverture de l’injecteur est réglée en fonction de l’eau à disposition pour maintenir le niveau de référence z3.
o Si le niveau d’eau est trop bas, l’injecteur est fermé pour diminuer le débit turbiné et la puissance.
o Si le niveau d’eau est trop haut, l’injecteur est ouvert pour augmenter le débit turbiné et la puissance.
 Le débit de la turbine ne doit pas dépasser le débit capté à la prise d’eau car si non le niveau dans la conduite baisse et la turbine s’arrête par la détection de pression minimale.
La vitesse de rotation ω ou n :
 Les machines entraînées par une turbine sont conçues pour fonctionner à vitesse constante.
 Si la centrale fonctionne en parallèle sur le réseau de distribution électrique, c’est ce dernier qui fixe la fréquence du courant produit par le générateur et donc la vitesse de rotation de la turbine.
Une turbine doit alors disposer d’un régulateur niveau d’eau/débit qui maintient le niveau en amont constant.

Fonctionnement normal

Dès que le groupe turbogénérateur est en parallèle sur le réseau, la régulation de niveau entre en action.
Les régulateurs qui ajustent le débit de la turbine travaillent généralement par impulsions plus ou moins rapprochées selon le degré de correction désiré.

Arrêt normal

Opérations :
1. Fermeture du pointeau
2. Engagement du déflecteur
3. Ouverture du disjoncteur du générateur Arrêt d’urgence La fermeture d’urgence est actionnée par une source d’énergie indépendante du réseau électrique (batterie, contrepoids, ressort, accumulateur d’huile, etc.).

Opérations :
 Engagement du déflecteur
 Fermeture du pointeau

 Site hydroélectrique de Beudon

 Description du site

Les visites du site ainsi que divers documents qui m’ont été fournis par M. Pavanello et mon collègue Sebastien Zajaczkowski m’ont permis d’établir une description de la microcentrale. Ci-dessous sont listés tous ces documents :

 Le dossier de demande de concession établi par M. Granges (l’ancien propriétaire de la centrale de Beudon) [9]
 Un rapport de visite de la microcentrale de Beudon rédigé par Mhylab (une fondation qui développe des turbines adaptées aux petites centrales hydrauliques) [10]
 Un rapport d’un projet sur le même sujet réalisé par quatre étudiants de ma classe
 Le manuel d’utilisation et la documentation technique de la microcentrale de Beudon. Dans cette description se retrouvent uniquement les informations tirés de la documentation qui se sont avérés corrects pour la situation actuelle.
Ci-dessous est un plan de la situation des principaux aménagements de la microcentrale (voir figure 9). Je l’ai modifié pour y ajouter la quatrième turbine et la restitution.

 Etat initial

Les chapitres suivants décrivent la situation trouvée lors des visites sur site en juin 2017.

 Fonctionnement de la centrale

Le torrent de Beudon a un débit fortement variable. Pour cette raison, il est nécessaire d’adapter la puissance des turbines au débit disponible au moment. Ceci est réalisé en contrôlant le niveau d’eau dans le bassin de captage. Si le niveau baisse, la puissance des générateurs doit être réduite. S’il est constant, les générateurs travaillent à une puissance constante. S’il monte, la puissance peut être augmentée. La puissance des turbines et des générateurs est réglée par le biais des servomoteurs qui ajustent l’ouverture des injecteurs des turbines.
Le servomoteur de la turbine 1 a été réglé dans le passée par différentes systèmes :

 un système de régulation à deux points avec un interrupteur à flotteur.
 un régulateur électronique avec une mesure analogique Ces systèmes se sont endommagés au fil des années, et comme conséquence il a fallu exploiter la turbine 1 manuellement. A chaque changement du débit, un opérateur doit ajuster la puissance de la turbine. Si ces réglages ne sont par réalisés correctement et à temps, la turbine peut s’arrêter par manque d’eau ou on n’utilise pas toute l’énergie hydraulique disponible. Les turbines 2, 3 et 4 (plus petites en puissance) ont toujours été opérées manuellement.

 Tests de fonctionnement et vérifications

Lors des visites, le fonctionnement de plusieurs composants de la centrale a été testé et vérifié pour pouvoir faire un état des lieux et déterminer les modifications nécessaires à effectuer.

 Travaux exécutés

Ces travaux ont débuté avec la correction des schémas électriques. Les éléments qui ont du être modifiés ou remplacés ont été déterminés. Puis des demandes d’offres ont été envoyées pour certains éléments dont quelques uns ont été commandés. La réparation et l’installation des éléments a été faite en plusieurs fois sur place (avec l’aide de mon père et de mon frère). Et pour finir une programmation, qui doit encore être optimisée, a été réalisée.

 Analyse et actualisation des schémas électriques

Les analyses sur place ont démontré que la plupart des schémas électriques ne correspondent pas à la réalité. Durant les derniers vingt ans des nombreuses modifications ont été réalisés dont beaucoup n’ont pas été correctement indiquées dans les schémas. En plus, certains schémas existent en plusieurs variantes. Ca a demandé beaucoup de travail de suivre les fils, de corriger les schémas et de comprendre le sens des modifications.

 Plan de câblage et schéma développé (turbine 1)

Dans la documentation se retrouvent deux plans de câblage (Schaltschema), l’un de 1998 et l’autre de 2003 (voir annexe 1), ainsi qu’un schéma développé (Stromlaufschema) divisé en deux parties. La partie 24 V est de 1999 et la partie 230 V de 2007. Je les ai assemblées sur une page A3 pour avoir une meilleure vue d’ensemble et j’ai ajouté des coordonnées pour trouver plus facilement les contacts des relais (voir annexe 2). Le plan de câblage de 2003 est celui qui se rapproche le plus de la réalité, mais il est très complexe et difficile à comprendre. Le schéma développé est plus facile à interpréter mais il a de nombreuses erreurs et ils lui manquent des mises à jour. J’ai corrigé ces erreurs au fur et à mesure de l’avancement du travail et ajouté des modifications avec l’installation de l’automate (voir annexe 3 – les modifications trouvés sur place sont en rouge et la commande de l’injecteur par l’automate en bleu).

 Conclusion

Avant le début du travail, la microcentrale n’était pas automatisée et certains éléments étaient hors d’usage.
Avec l’installation de la sonde pression pour mesurer le niveau et l’automate programmable, la régulation du niveau et le démarrage automatique sont devenues possibles. Ceci facilitera l’opération future de l’installation considérablement. Néanmoins il y a encore beaucoup de composants à réviser ou à remplacer.
Il faut décider dans un future proche quelle sera la suite pour la modernisation de la microcentrale. Pour assurer la pérennité des installations un certain investissement sera inévitable.

Table des matières

1 Introduction 
2 Les petites centrales hydroélectriques
2.1 Définitions
2.2 Turbines hydrauliques
2.2.1 Principaux types de turbines hydrauliques
2.2.2 Caractéristiques principales
2.2.3 Turbine Pelton
2.3 Machines électriques
2.4 Régulation
2.4.1 Les différents modes de régulation des turbines
2.4.2 Les différents points de mesure du niveau d’eau
2.4.3 Les paramètres de réglage de la turbine
2.4.4 Les différentes étapes de fonctionnement
2.4.5 Appareils pour la mesure de niveau
2.4.6 Types de régulateurs
3 Site hydroélectrique de Beudon 
3.1 Description du site
3.2 Etat initial
3.2.1 Fonctionnement de la centrale 
3.2.2 Description de l’état des installations
3.2.3 Tests de fonctionnement et vérifications
3.3 Variantes d’amélioration envisagées
4 Travaux exécutés 
4.1 Analyse et actualisation des schémas électriques
4.1.1 Plan de câblage et schéma développé (turbine 1)
4.1.2 Schéma de la mesure du niveau
4.1.3 Schéma de l’entraînement du pointeau de l’injecteur (turbine 1)
4.1.4 Schéma de connexion du nouvel automate
4.2 Demandes d’offres 
4.3 Les nouveaux composants
4.3.1 La mesure de niveau analogique
4.3.2 L’automate programmable (API)
4.3.3 La protection contre la surtension
4.4 Réparations réalisées 
4.5 Monitoring à distance
4.6 Programmation de l’automate
4.6.1 Les premiers essais de programmation
4.6.2 Description du programme
4.6.3 Test de fonctionnement du programme 
4.6.4 Configuration du module de communication
4.7 Le nouveau manuel d’utilisation de la turbine
5 Propositions d’appareils pour la mesure du débit
6 Propositions pour des améliorations futures
7 Conclusion 

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