SMARTWATER - stockage énergétique par turbinage-pompage hydroélectrique : conférences et visite | Froyennes - 17 mai 2018

SMARTWATER
Système de régulation des réseaux électriques par intégration de
sites carriers et souterrains pour le stockage énergétique par
turbinage-pompage hydroélectrique.
Appel programme mobilisateur 2013-2014
ENERGINSERE
Titre 1

Froyennes, 17 Mai 2018
Agenda
2

Présentation Générale
La maquette de démonstration
Le projet SMARTWATER
Contexte libéralisé contraignant la valorisation

Le projet SMARWATER

• L’objectif du projet
• « Facts & Figures »
• Structuration du projet / rôle du partenariat
• Principe du stockage d’énergie par turbinage-pompage hydraulique (PHES)
• Le positionnement du projet SMARTWATER dans le stockage énergétique
• Les résultats obtenus
• Des études socio-économiques de coûts et rentabilité
• Des guidelines juridiques & environnementaux
• Des outils d’analyse géologiques & systèmes (CAPEX)
• Des solutions électromécaniques innovantes ( « Pump As Turbine »,
Machines tournantes virtuelles )
• Une cartographie du potentiel exploitable en Wallonie
• Des analyses de cas en Wallonie (Obourg, Maizeret, ardoisière Martelange)
• Une maquette d’expérimentation d’un système PHES intégré (Froyennes)
SMARTWATER : le stockage PHES
5
PHES : « Pumped Hydro Energy Storage »

6
Objectif
Le principe
Analyse de Systèmes de régulation des réseaux électriques pour le stockage
énergétique par turbinage-pompage hydroélectrique par intégration de sites
carriers, souterrains, voire des bassins d’orage en autoproduction.
Originalité du projet  Utilisation partielle de sites existants – réduction du CAPEX

7
Sites emblématiques en Wallonie/ Belgique
Coo – 3 ponts
1000 MW / 5000 MWh
Plate Taille
140 MW / 1000 MWh
Canal Albert
Écluses de Ham/olen
P:700 kW / T:400 kW

Comparaison Stockage Batteries / PHES
8
Jardelund (Ger)
50 MW / 50 MWh
Capex 30 M€
Vie : 15 ans
Terhills (Dilsen-stokkem)
18 MW / (4,5 ??) MWh
Capex 11 M€
(140 powerpacks)
-> réserve primaire (15 min)
Journal Le soir Boumediene Belbachir - (HBVL)
Critères Batteries PHES
CAPEX 10-30 M€ 20-50 M€
Durée de vie < 10-15 ans > 30 à 50 ans
Maintenance (OPEX) peu d’expérience connu & faible
Localisation « libre » Imposée géologie
Sécurité Risque d’explosion Bassins d’eau « existants »
Impact environnemental Démantèlement ?? Site réversible

Facts & Figures
9
• Objectifs opérationnels
• acquisition de compétences d’analyse technico-économique
• valorisation en Wallonie et à l’export
• Identification de cas d’usage en Wallonie
• Budget : 3,7 M€
• subvention du SPW : 3,1 M€
• apports de cofinancements (Industriels & Centre R&D) : 600 k€
• Appel programme mobilisateur 2013-2014 ENERGINSERE
• Durée du programme R&D : 3 ans (+ 6 mois)
• 1 Septembre 2014 – 28 Février 2018
• Programme de recherche intégré :
• Volet technologique
• Volet socio-économique
• Volet géologique et environnemental

Structuration du projet
10

Large partenariat complémentaire
11
• Multitel (coordination & optimisation /simulation / outils d’analyse CAPEX/OPEX)
• Partenaires industriels
• Engie (producteur et trader)
• Engie - Laborelec (systèmes électriques)
• Engie -Fabricom (systèmes hydrauliques)
• Ecorem ( cadre environnemental & juridique )
• Ideta (producteur éolien & site de tests de Froyenne)
• Universités & centres R&D
• UCL (Génie électrique),
• UMONS (Outils d’analyse de valorisation / analyses géologiques),
• ULB ( Système hydraulique & analyse macro-économique)
• ULiège (Géomécanique et hydrogéologie)
• ISSEP (cartographie des sites disponibles en Wallonie)
• Parrains
• Heidelberg (carrier – étude de cas : carrière d’Obourg)
• Carmeuse (carrier – étude de cas : carrière de Maiseret)
• Elia (GRT)
• Ores (GRD)
• Idea (intercommunale développement économique)
• Ensival-Moret ( matériel hydraulique)

Stockage Energétique de type PHES
Titre 3

Stockage PHES : risques technologiques
13
SBC energy institute for IEA, sept 2013

Stockage PHES : motivations R&D
14
RoadMap R&D IEA – (vision plutôt US) - 2015

Stockage PHES : positionnement technologique
?
15

Stockage : applications opérationnelles ?
16

Stockage PHES : positionnement applicatif
17

 Capacité à fournir de nouveaux services anciennement
inaccessibles (temps de réponse plus rapide)
Stockage PHES : avancées technologiques

Stockage PHES : Impact environnemental
19
Très large avantage au
stockage hydroélectrique
(& air comprimé)
Maturité de l'hydro !!
Une technologie durable, économique et à faible impact
environnemental...
Ratio entre l’énergie stockée au cours du cycle de vie de
l’infrastructure de stockage et l’énergie nécessaire à sa construction

Stockage PHES : Coûts de mise en œuvre
20
Une solution compétitive... sur le « grand »
hydro (qq 100 MW) mais également sur le petit
hydro (< 25MW)

SMARTWATER : des résultats
Titre 3

Le potentiel en Wallonie
Titre 3

Le potentiel réalisable en « Eur-15 »
23
Référence : FP7 – eStorage project – Overview of potential locations of
NEW pumped Storage Plants in EU 15, Switzerland and Norway - 2015
hypothèses
Capacité > 1GWh
dist. bassins < 10km
delta h > 80 m
puissance totale
2291 GWh (réal)
6924 GWh (théor)
Sites à étudier
117 réalisables
714 théoriques

Le potentiel réalisable en Wallonie
24
Plus de 1500 carrières
inscrites au plan de
secteur dont 160 en
activité

Le potentiel réalisable en Wallonie
25
Potentiel de stockage global : 4073 MWh Réparti sur 76 sites
Potentiel de stockage (mobilisable rapidement) : 823 MWh Réparti sur 18 sites
Hypothèses
bassin > 1ha ; dist bassins < 1km ; matériaux argile, schiste, sable, silex exclus, …

SMARTWATER : 3 cas d’étude en Wallonie
26
Maizeret
10 MW / 60 MWh
Capex [18-25] M€
H 90 m
Obourg
20 MW / 120 MWh
Capex [30-45] M€
Bassin supérieur : 10 ha
H 40 m
Ardoisière Martelange
24 MW / 120 MWH
Capex [25-40] M€
H = 172 m

Des outils d’analyse hydro géologique
Titre 3

Analyse hydro géologique

Des guidelines socio-environnementaux & législatifs
Titre 3

Principaux effets prévisibles sur l’environnement
BÉNÉFICES / OPPORTUNITÉS
Donner une seconde vie à un bassin ou à une cavité souterraine, et éviter de construire un PHES 100% artificiel
Stabiliser et équilibrer le réseau électrique  incitant à développer davantage de parcs de production d’électricité renouvelable
Parmi les différentes techniques de stockage d’énergie (stockage par air comprimé, stockage via l’hydrogène, stockage via batteries, etc.),
le stockage hydraulique via pompage-turbinage est l’une des meilleures au niveau écologique mais également au niveau de la durée de
vie, de la sûreté et de la simplicité technique
Réhabiliter et revaloriser certains bâtiments industriels
Nuisances sonores et vibratoires limitées
Si nouveau bassin  nouvel habitat aquatique
Si nouveau bassin  impact paysager réduit + risque d’expropriation réduit
Si dispositif de retenue des eaux sur le cours d’eau  réguler le débit du cours d’eau
Possibilité de développement d’activités connexes

Législation wallonne : éventuelles modifications ?
PISTES DE RÉFLEXION ET AMÉLIORATIONS POSSIBLES
• Nouvelle rubrique (Code 41.00 Captage (prise d’eau)) pour les prises d’eau de surface non potabilisable
et non destinées à la consommation humaine
• Nouvelle rubrique (Code 90.1 Traitement des eaux) pour rendre compte des volumes de déversements
à prendre en compte dans le cadre d’un PHES fonctionnement avec un cours d’eau
• Ajout d’un seuil journalier minimum à la rubrique 41.00.03.03 Installations pour la prise d’eau
souterraine non potabilisable et non destinée à la consommation humaine d’une capacité de prise
d’eau de plus de 10 000 000 m³/an
• Suppression des rubriques 90.90.01 et 90.90.02 relative aux rejets directs (90.90.01 – classe 1) ou
indirects (90.90.02 – classe 2) dans les eaux souterraines de substances dangereuses définies. Le
contrôle des rejets dans les eaux souterraines serait actuellement opéré au travers de la rubrique
41.00.04 de classe 1 relative à la recharge ou aux essais de recharge artificielle des eaux souterraines

Des technologies nouvelles
Titre 3

Exploitation de Pompes « as turbine » - PAT

Modélisation intégrée du système EM
Turbine Francis à vitesse variablePompe à vitesse variable

Des analyses économiques & de modèles
« business »
Titre 3

Analyse de simulation « système »
Estimations détaillées des CAPEX ; définition de stratégies de conduites suivants les
potentiels marchés ; impact des limitations des machines electromécaniques

Des estimations de CAPEX dédicacés
38
Mines : (machinerie enterrée ; érosion des parois, .. ) – variance des coûts importants
Carrières (Quarry) : variance des coûts faibles

Analyse paramétrique de revenus possibles
Cartographie de revenus potentiels:
•Ratio Eavailable/P
•Total / global efficiency
•Sources de Revenus (Day-Ahead Market (DAM), DAM+R2, DAM+R2+R1)

Cas de figure – réserve R2
Exemple d’ analyse sur 2016
Les gains que procure la R2 peuvent être très importants (≈ 50.000€/MW contracté en
novembre 2016). Malheureusement, dans les conditions actuelles de marché, ils sont
également très volatiles donc incertains (≈ 17.500€/MW contracté en janvier 2016).
Ainsi, pour l’année 2016, le gain moyen par mois était de 25.300 €/MW contracté).
• Système PHES pas idéal pour la réserve R2 – plage de fonctionnement des PAT
• CAPEX très dépendent du site
 Très spéculatif
Configuration Maizeret avec P+T (VS 1,25) 10MW
CAPEX: 23.589.643
OPEX: 1,5% CAPEX
Service ARB+R2 (2,5 MW ) (Sans GF)
Janvier 2016 novembre 2016
Total (€) 41150 118187
Délai de retour sur investissement (années) 169 !! 22

« Business models » alternatifs
Autres valorisations du système PHES
• Approche « PHES en portefeuille » (travaux Umons-GELE)
 STEP « disponible » pour optimiser le fonctionnement global du portefeuille de machines
 Diminution des contraintes de disponibilité
 Complémentaires avec des unités de production (ex: TGV/PHES)
• Approche PHES « derrière le compteur »
 producteur décentralisé/gros consommateur (ex: secteur carrier)
 Smart-grid industrielle (Projet ECloud ORES) – niveau d’un zoning industriel
• La STEP ayant un impact global positif (augmentation de la pénétration des unités de production
d’énergie renouvelable, stabilisation du système électrique,…), une aide via des subsides d’état
pourrait venir diminuer le capital investi ou augmenter les revenus (travaux Ecorem)
• Système en complément du plan de gestion de l’étiage des canaux – exemple du canal Albert

Maquette pour l’utilisation intégrée
Titre 3

Maquette « negundo »

Merci de votre attention
Titre 3

Contexte libéralisé contraignant la valorisation
Titre 3

Avant: 1 seul acteur chargé d’adapter la production à la consommation en
respectant les contraintes de fonctionnement du réseau
Maintenant: Libéralisation du secteur électrique
 découplage entre gestion du réseau et activités de production et fourniture
 Elia ne possède pas ses propres moyens de production et la tâche d’équilibre est
assurée par les acteurs du milieu (ARP = Access Responsible Parties)
 Chaque ARP doit équilibrer son portefeuille sur base quart-horaire:
Consommation/Production + échanges d’énergie avec autres acteurs
Contexte libéralisé
46
Le réseau électrique doit être équilibré en permanence

• Dans cet environnement compétitif où les technologies les plus efficaces
émergent, l’objectif est de garantir la rentabilité de la STEP en
considérant les différentes opportunités
• Les considérations environnementales sont sensées être intégrées dans
le cadre de régulation (design de marché)
• Taxes CO2, subsides, etc.
Objectif de la STEP
47

• Réduction de la facture d‘électricité au point de raccordement
• Participation aux marchés de l’énergie + déséquilibre
• Participation aux services auxiliaires
• Equilibre du réseau (GRT)
• Solution aux problèmes locaux (GRD)  inexistant actuellement
Valorisation de la STEP
48
Année-1 Semaine-1 Jour-1 Jour J Livraison physique
BRP (Balancing Responsible Party : fournisseurs, industriels, producteurs…) GRT (Elia)
Marchés de l’énergie Services auxiliaires
FCR
= R1
aFRR
= R2
mFRR
= R3
30 sec. 7.5 min

De par sa capacité, la STEP opère sur les marchés court-terme (J-1  J) avec des
cycles journaliers (pas d’arbitrage saisonnier!)
• Couplés au niveau européen  prix uniformes entre chaque pays si le réseau
est une plaque de cuivre (sans contraintes techniques)
 Taille des STEP (quelques MW) n’impacte pas les prix du marché
 Différences de prix au cours d’une journée normale ne sont pas très importantes
 Arbitrage sur le marché de l’énergie n’est pas rentable
Marchés de l’énergie
49
 Vision court-terme est incertaine, et donc la vision long-terme l’est
encore davantage
Années 2016-2017
Prix[Euros/MWh]
Vendredi de janvier 2016
Prix[Euros/MWh]

1) Réservation en semaine-1 (pour FCR & aFRR) avec rémunération en
« pay-as-bid »
 revenu fixe pour la mise à disposition de la flexibilité [Euros/MW]
- contrainte de disponibilité pour toute la semaine
- Besoin du système belge limité
Demande de 73 MW de FCR pour offre de 200 MW (+ offres EU)
Demande de 140 MW de aFRR pour offre de 350 MW
- Prix ont tendance à diminuer avec l’ouverture à la concurrence
2) Activation en temps réel selon les besoins du système
 Revenu variable lié à la quantité activée [Euros/MWh]
Services auxiliaires
50
Année FCR (R1)
[Euros/MW]
aFRR (R2)
[Euros/MW]
2014 20-25 40-50
↓ ÷ 2 ÷ 4
2018 10 10-15

Services auxiliaires : impacts sur la STEP
51
Importance d’élargir les plages de flexibilité en turbine et en pompe avec
un fonctionnement à vitesse variable
 Dû aux plages de fonctionnement, impossible de fournir la réserve autour de 0
 Must-run (même quand non rentable)
 court-circuit hydraulique (mais fortes pertes)
Pompe:
P ∊ [0.75, 1]*Pnom
Turbine:
P ∊ [0.5, 1]*Pnom

Services auxiliaires : impacts sur la STEP
52
 En plus des contraintes de puissance (MW) et de capacité énergétique (MWh),
il est important d’avoir des bonnes propriétés de rampe pour la participation au
services de balancing:
• FCR (R1): activation totale de la puissance réservée en 30 secondes
• aFRR (R2): activation totale de la puissance réservée en 7.5 minutes
Exemple:
1) Plage de 10 MW disponible avec rampe de 10 MW/10 minutes
0.5 MW de R1, ou 7.5 MW de R2, ou 0.5 MW de R1 et 7 MW de R2
2) Plage de 10 MW disponible avec rampe de 10 MW/4 minutes
1.25 MW de R1, ou 10 MW de R2, ou 1.25 MW de R1 et 8.75 MW de R2
 Valorisation de 600 Euros en plus par jour (juste sur les revenus liés à la
disponibilité de la STEP)

Actuellement, le stockage est considéré alternativement comme
consommateur et producteur d’électricité
 STEP est sujette aux taxes (+surcharges, coûts réseaux, etc.) pour chaque
MWh prélevé et réinjecté sur le réseau
 STEP raccordée en distribution (avec des coûts + élevés), la rentabilité est
donc impossible dans le contexte actuel, et ce, même avec les hypothèses
de travail les plus favorables
Bilan
53
Exploiter une STEP seule n’est pas optimal < contrainte de disponibilité
 Inclure la STEP dans un portefeuille avec un contrôle centralisé

 Changement de statut du stockage?
- Possible compétition avec de nouvelles centrales au gaz très flexibles
pour remplacer le nucléaire (qui était lui peu flexible)
Balancing:
• Réservation aux services de balancing en Jour-1 (afin d’éviter le
surdimensionnement lié aux besoins hebdomadaires)
 Réservation pour des tranches de disponibilité plus fines (4h, 6h, etc.)
 Besoin accru de réserve dû à l’intégration du renouvelable  quid des
prix?
Futur ?
54
[data Elia]

La maquette de démonstration
Voir Maquette.pdf

Valorisation et Aide décision
4 Thématiques
Systèmes physiques
Sites de stockage hydraulique
Etat de l’analyse juridique, législative et socio-
environnementale

Contexte
58
Réservoir supérieur
Réservoir inférieur
Pompage Turbinage
Chute
Objectif: développement d’un modèle prédictif hydraulique, hydrogéologique et
géomécanique d’un système de pompage-turbinage carrier/souterrain
applicable aux sites potentiels en Wallonie.

Inventaire & Potentiel
Titre 3

Mine de métaux
Vides résiduels (m³) dans les
concessions de houille
D’après Dejonghe 1998, Remacle 2007.
Source des données carto : SPW/DGO3
! Cette carte est non exhaustive.
Exploitations souterraines

Mine de métaux
- 154 concessions de houille
- 104 mines métalliques, 34 mines de fer
- 38 ardoisières pénétrables à 50 m
- Qq carrières de barite, fluorite, plomb et zinc...

Mine de métaux
- Peu de données géométriques disponibles
- Grande variabilité des caractéristiques
géométriques quand elles existent
- Forte incertitude sur les données

Mine de métaux
- Peu de données géométriques disponibles
- Grande variabilité des caractéristiques
géométriques quand elles existent
- Forte incertitude sur les données
 Quelques sites à potentiel élevé :
Nom Type
Année de
fermeture
Volume
[106 m³]
Profondeur
[m]
Puissance
[MW]
Energie/cycle
[MWh]
Roton Sainte-Catherine
Concession de
houille
1984 2,9 868 699 3496
Tergnée-Aiseau-Presles
Concession de
houille
1977 2 744 413 2067
Grande Bacnure et Petite Bacnure
Concession de
houille
1971 1,8 915 458 2288
Centre de Jumet
Concession de
houille
1967 1,5 436 182 908
Martelange Ardoisière 1995 0,5 172 24 119
Warmifontaine Ardoisière 2002 ±0,4 104 12 58

Exploitations de surface

Plus de 1500 carrières inscrites au plan de
secteur dont +/- 160 en activité
Potentiel énergétique des carrières en Wallonie
• Carrières non actives : 800 MWh
• Carrières actives : 4 GWh
Exploitations de surface

Cas types génériques
Mine Ardoisière Carrières (4 cas)

Mine Ardoisière Carrières (4 cas)
V≈ 103 -106 m³
DZ=100 - 900m
P ≈ 4-700 MW
E ≈ 20-3000 MWh
V≈ 105 m³
DZ=100 m
P ≈ 5.5 MW
E ≈ 28 MWh
V ≈ 104 - 107 m³
DZ ≈ 10 -100 m
P ≈ 0.5 -20 MW
E ≈ 2.5 -100MWh
Cas types génériques

Contexte
Pompage Turbinage
Chute

Stratégie de modélisation
2
Modèles physiquement basés
de l’hydrodynamique des
réservoirs: 0D, 1D ou 2D
(en fonction du type de réservoir)
Modèles 3D
physiquement basés
d’écoulements souterrains
Scénario
d’exploitation
Variation des niveaux
d’eau dans les cavités
Estimation de la
stabilité des parois
Scénario d’exploitation
acceptable ou non

Modèles développés
0D (eau et air) +
connections
1D (eau et air)
2D
Modèle hydraulique des réservoirs
Prédiction du mouvement d’eau (et d’air) dans les réservoirs

Modèle hydrogéologique
Prédiction de l’évolution des niveaux d’eau
et des échanges avec les nappes liées aux réservoirs
Modèle SUFT3D
pour mines
Modèle MODFLOW
pour carrières

Aspects géo-mécaniques
Estimation de la stabilité des parois
 Impact important d’un chargement cyclique sur la résistance des matériaux (fatigue)
 Développement d’un modèle de comportement spécifique pour les matériaux rocheux
 Etudes de cas spécifiques liés aux applications
Stabilité d’un talus
en remblais
Stabilité de piliers

Applications
Ardoisière souterraine de Martelange
Carrière d’Obourg
Carrière de Maizeret

Applications
Modélisation hydraulique
Echanges entre les 9
chambres
Modélisation hydrogéologique
Interactions avec les eaux
souterraines
Niveau d’eau dans
les 9 chambres
Ardoisière de Martelange
Conclusion: échanges avec la nappe limités

Applications
Modélisation géomécanique des piliers
Rupture
c=2MPa
Ardoisière de Martelange
Conclusion: connections entre chambres: impact important sur stabilité des piliers

Applications
Station de captage
d’eau potable
Carrière utilisée comme
réservoir inférieur (580 × 580 m)
Réservoir supérieur (1 000 000 m³)
Modélisation hydraulique
Ecoulement dans le bassin supérieur
Prise
d’eau
Dénivelé = 40 m

Applications
Modélisation hydrogéologique 3D
Ecoulement dans l’aquifère crayeux
Impact autour de la carrière
Niveau d’eau [m]
Temps [J]
Cycles basse fréquence (type ‘été’)
Conclusions:
 échanges avec la nappe importants
 propagation dans l’aquifère crayeux

Applications
 Eau bicarbonatée calcique
 pH neutre à légèrement alcalin
 Fer et manganèse
Carrière d’Obourg : modélisation hydrochimique
 Augmentation des concentrations en O2 dissous
 Diminution des concentrations en CO2 dissous
 Déséquilibres chimiques eau souterraine – roche

Turbinage
𝐻2 𝑂 𝑂𝐻
−
𝐶𝑂3
2−
𝐻𝐶03
−
𝐶𝑎2
𝑀𝑛2 +
(aq)
𝐻
+
(aq)
𝐹𝑒2+
(aq)
(aq)
(aq)
(aq)
(aq)
Carrière
Oxydation des ions manganèse
Oxydation des ions ferreux
Précipitation de la calcite
Augmentation du pH
Pompage
Applications

Evolution hydrochimique du réservoir supérieur
Applications

Réservoir supérieur (300 000 m³)
Carrière utilisée comme réservoir inférieur
(165  165 m)
Meuse
1 km Nord
Applications
Dénivelé = 100 m

Applications
Modélisation 3D des écoulements
d’eau souterraine
A
B
A
B
Nord
Schistes/grès
Calcaires Carrière
Sables
2 km

Applications
Exemple de distance d’influence après 14 jours de pompage – turbinage
à 40 m ∆ℎ = 6 𝑚
à 100 m ∆ℎ = 3 𝑚
à 1 km ∆ℎ = 0.1 𝑚
dans la carrière
∆ℎ = 11,6 𝑚
Fluctuation du niveau d’eau [m]

Applications
Fluctuation du niveau d’eau [m]
à des distances différentes de la carrière
Dans la carrière
A 100 m
A 500 m

 Volume (rés. inf.): 400 000 m³ (hyp. réaliste)
Débit de 22 à 67 m³/s
 Chute moyenne de 215 m
100 m topo et 75-150 m dans la cavité
 Energie/cycle turbinage: 234 MWh
 Volume (rés. sup.): 1 000 000 m³
 Chute de 40 m
 Volume (rés. sup.): 300 000 m³
 Chute de 100 m
Vidange ou remplissage du réservoir supérieur : 5h
Applications : SYNTHESE

Applications : SYNTHESE
 Géométrie des connections entre chambres
 impact fort sur sollicitations des piliers
 Echanges limités avec la nappe
 Site a priori intéressant MAIS
nécessité de mieux connaitre état et géométrie des cavités
 Echanges avec la nappe importants
 Propagation dans l’aquifère crayeux
 Site a priori intéressant
avec relativement peu d’incertitudes
 Echanges avec la nappe importants
 Propagation importante dans l’aquifère calcaire
 Site a priori intéressant. Nécessité de mieux connaitre
le contexte karstique aux alentours

 Modèles hydraulique et hydrogéologique
sont disponibles et opérationnels
 Modèle géo-mécanique disponible
mais besoins spécifiques de données de calibration
 Application de ces modèles à 3 sites réels en Wallonie
Faisabilité hydraulique et hydrogéologique d’un équipement
en PHES si scénario d’exploitation adapté
Incertitude forte sur la stabilité des réservoirs souterrains
à long terme
Faible connaissance de la géométrie des réservoirs souterrains
existants et des caractéristiques des matériaux constituant les parois
Conclusions

Guidelines
Guide de synthèse des points
d’attention pour développer un système
PHES exploitant des réservoirs existants
(aspects hydrauliques,
hydrogéologiques,
géologiques et géo-mécaniques)
https://orbi.uliege.be/handle/2268/222722
http://di.umons.ac.be/

Guidelines
Structure
 Typologie des réservoirs et données
 Estimation du potentiel
 Contexte géologique, hydraulique, hydrogéologique
 Qualité chimique et biologique
 Gaz
Points d’attention
 Interactions avec la nappe, résistance des matériaux/parois,
disponibilité du débit
Pour chaque point cité
 Description du problème
 Résultats expérimentaux/paramètres liés
 Propositions de solutions

Etat de l’analyse juridique, législative et socio-
environnementale
Titre 3

Présentation du partenaire environnemental
Titre 3

ABO-Group
96
ABO-Group est une famille d’entreprises
intégrées qui se spécialise dans le testing
/ l’investigation et le conseil / l’ingénierie
et ceci dans les domaines « sol »,
« environnement », « géotechnique »,
« énergie » et « déchets »
19 agences
BE – NL – FR

ABO-Group
97
QUELQUES CHIFFRES
• Chiffre d’affaires 2017 (consolidé) : 44 M€
• Euronext Bruxelles : Depuis 2014
• Salariés 2017 : 350

Objectifs du partenaire environnemental?
98
ULB-ATM,
Laborelec, Electrabel
Ecorem,
IDETA, ISSeP,
Ulg-GGI, Ulg-HGE, Umons-
GEO
WP leader :
ULB-ATM
WP1: Analyse technico-socio-économique, juridique et
environnementale de la mise en oeuvre de PHES en
Wallonie
WP1.1:
Etude technico-socio-
économique du PHES et
définition des nouvelles
stratégies offertes par
SmartWater

Présentation des cas-types
Titre 3

100
CAS-TYPE BASSIN SATURÉ / NON SATURÉ GISEMENT / ROCHE ENCAISSANTE
Cas-type 1A
Bassin - bassin
Cours d’eau à proximité
Bassin existant saturé en eau
Craie
Calcaire
Grès
Porphyre
Bassin existant non saturé en eau
Craie
Calcaire
Grès
Porphyre
Cas-type 1B
Bassin - bassin
Aquifère à proximité
Craie
Calcaire
Grès
Porphyre
Craie
Calcaire
Grès
Porphyre
Cas-type 2
Bassin - cours d’eau
Craie
Calcaire
Schiste ardoisier / Argile
Grès
Craie
Calcaire
Grès

101
Cas-type 3A
Bassin - cavité souterraine
Cavité existante saturée en eau
Métaux (grès / calcaire / schiste)
Marbre (calcaire)
Schiste ardoisier
Charbon / houille (grès / schiste)
Cavité existante non saturée en eau
Non étudié car pas de réel potentiel en région
wallonne
Cas-type 3B
Marbre (calcaire)
Schiste ardoisier
wallonne
Cas-type 4
Cavité souterraine - cours d’eau
Marbre (calcaire)
Schiste ardoisier
wallonne

Principaux résultats : principaux effets sur l’environnement
Titre 3

Cas-type 3A
Marbre (calcaire)
Schiste ardoisier
wallonne
Cas-type 3B
Marbre (calcaire)
Schiste ardoisier
wallonne
Cas-type 4
Cavité souterraine - cours d’eau
Marbre (calcaire)
Schiste ardoisier
wallonne
CAS-TYPES À EXCLURE

CAS-TYPES À ENVISAGER
Cas-type 1A : bassin - bassin
Craie
Calcaire
Grès
Porphyre
Craie
Calcaire
Grès
Porphyre
Cas-type 1B: bassin - bassin
Craie
Calcaire
Grès
Porphyre
Craie
Calcaire
Grès
Porphyre
Cas-type 2 : bassin - cours d’eau
Craie
Calcaire
Grès
Craie
Calcaire
Grès
Cas-type 3A : bassin - cavité souterraine
Cavité existante saturée en eau Schiste ardoisier
Cas-type 3B : bassin - cavité souterraine
Cavité existante saturée en eau Schiste ardoisier
Cas-type 4 : cavité souterraine - cours d’eau Cavité existante saturée en eau Schiste ardoisier

BÉNÉFICES / OPPORTUNITÉS
Donner une seconde vie à un bassin ou à une cavité souterraine, et éviter de construire un PHES 100% artificiel
Stabiliser et équilibrer le réseau électrique  incitant à développer davantage de parcs de production d’électricité renouvelable
Parmi les différentes techniques de stockage d’énergie (stockage par air comprimé, stockage via l’hydrogène, stockage via batteries, etc.),
le stockage hydraulique via pompage-turbinage est l’une des meilleures au niveau écologique mais également au niveau de la durée de
vie, de la sûreté et de la simplicité technique
Réhabiliter et revaloriser certains bâtiments industriels
Nuisances sonores et vibratoires limitées
Si nouveau bassin  nouvel habitat aquatique
Si nouveau bassin  impact paysager réduit + risque d’expropriation réduit
Si dispositif de retenue des eaux sur le cours d’eau  réguler le débit du cours d’eau
Possibilité de développement d’activités connexes

COÛTS / RISQUES
Cycles hydrauliques  modifications importantes et rapides de la pression sur les roches ou soutènements  stabilité + érosion
Sites karstiques : propension à être instables
Si bassin non saturé(e) en eau  perméabilité des roches élevée  risque d’infiltration des eaux dans le sous-sol
Sites karstiques : infiltration trop rapide pouvant entraver la faisabilité du projet
Si échanges directes avec la nappe  appauvrissement temporaire de la nappe et variations de pression
Si échanges indirectes avec la nappe + puissance de la centrale hydroélectrique < 10 MW + puissance des centrales thermiques < 200 MW
 EIE non requise  risque de détériorer la qualité de l’eau souterraine et le comportement de la nappe phréatique car infiltration élevée
Si échanges ponctuels avec le cours d’eau  risque d’impacter le débit et la qualité du cours d’eau
Si échanges fréquents avec le cours d’eau  impacte le débit et la qualité du cours d’eau + sécurité de la navigation
Si dispositif de retenue des eaux sur le cours d’eau  impacte sur le débit, favorise la sédimentation en amont, impacte les communautés
biologiques, obstacle à la libre circulation des poissons
Faune et flore terrestre : perte réelle ou potentielle d’habitat
Si bassin existant saturé en eau  perturbation de la faune et la flore aquatiques
Cavité souterraine  perturbation, voire perte de l’habitat cavernicole
Dérogation au CoDT et au PdS
Nouveau bassin  Artificialisation importante + impact paysager + expropriations éventuelles

CAS-TYPES À PRIVILÉGIER (SUR LE PLAN ENVIRONNEMENTAL)
Cas-type 1A : bassin - bassin
Craie (attention à la stabilité et à l’érosion)
Calcaire (attention à la stabilité et à l’érosion)
Grès
Porphyre
(EIE non requise)
Craie (attention à la perméabilité, la stabilité et l’érosion)
Calcaire (attention à la perméabilité, la stabilité et l’érosion)
Grès
Porphyre
Cas-type 1B: bassin - bassin
Grès
Porphyre
Grès
Porphyre
Cas-type 2 : bassin - cours d’eau
Grès
(EIE non requise)
Grès
Cas-type 3A : bassin - cavité souterraine
Schiste ardoisier (attention à la stabilité, à l’érosion, aux habitats
cavernicoles et au gaz miniers résiduels)
Cas-type 3B : bassin - cavité souterraine
Cas-type 4 : cavité souterraine - cours d’eau Cavité existante saturée en eau

Titre 3

CONSTATS
• Pas de cadre spécifique dédié au stockage énergétique
• Mais outils législatifs suffisants pour couvrir la grande majorité des risques liés au développement de
PHES dans d’anciens sites miniers et carriers (installations et activités classées)
• Aucun manquement ni frein majeur identifié
• Mais dispositions manquantes pour assurer un contrôle environnemental de l’ensembles de risques
émanant de PHES
 proposition de pistes de réflexion visant le renforcement du cadre législatif existant en vue du
développement de PHES

• Nouvelle rubrique (Code 41.00 Captage (prise d’eau)) pour les prises d’eau de surface non potabilisable
et non destinées à la consommation humaine
• Nouvelle rubrique (Code 90.1 Traitement des eaux) pour rendre compte des volumes de déversements
à prendre en compte dans le cadre d’un PHES fonctionnement avec un cours d’eau
• Ajout d’un seuil journalier minimum à la rubrique 41.00.03.03 Installations pour la prise d’eau
souterraine non potabilisable et non destinée à la consommation humaine d’une capacité de prise
d’eau de plus de 10 000 000 m³/an
• Suppression des rubriques 90.90.01 et 90.90.02 relative aux rejets directs (90.90.01 – classe 1) ou
indirects (90.90.02 – classe 2) dans les eaux souterraines de substances dangereuses définies. Le
contrôle des rejets dans les eaux souterraines serait actuellement opéré au travers de la rubrique
41.00.04 de classe 1 relative à la recharge ou aux essais de recharge artificielle des eaux souterraines

• Révision de la notion de stockage énergétique pour éviter que les exploitants de PHES ne doivent payer
des taxes à la fois pour la production et pour le pompage d’électricité sur le réseau
Exemple en Allemagne :
• Exemption des frais d’accès au réseau pour 20 ans pour les nouvelles installations de
stockage énergétique
• Exemption de la taxe sur la consommation d’électricité pour les PHES de moins de 10 MW
de puissance installée
• Mettre en place une taxe spécifique aux PHES et à toute installation qui nécessite une prise d’eau et un
rejet d’eau de volumes élevés
Exemples en France ou en Allemagne :
• Réduction de moitié de la taxe durant les 10 premières années suivant la mise en
exploitation d’une centrale hydroélectrique ;
• Exemption de la taxe sur l’utilisation de l’eau dans le cadre d’installation hydroélectrique ou
mise en place de frais forfaitaires adaptés.

CAS PARTICULIER : CONFIGURATIONS N’INCLUANT PAS DE PRÉLÈVEMENT NI DE REJET DIRECT EN EAUX SOUTERRAINES
MAIS BIEN DES REJETS INDIRECTS VIA L’INFILTRATION DES EAUX À TRAVERS LE SOL ET LE SOUS-SOL (CAS-TYPES 1A ET
2, BASSIN NON SATURÉ EN EAU)
• Si
• le bassin existant n’est pas saturé en eau
• la puissance de la centrale hydroélectrique < 10 MW
• la puissance des centrales thermiques et autres installations de combustion < 200 MW
le projet ne nécessitera pas automatiquement un permis d’environnement de classe 1, et ne requerra
donc pas la réalisation d’une EIE ni la consultation de la DESo.
Les impacts environnementaux potentiels relevés semblent malgré tout nécessiter une évaluation
détaillée, et donc l’élaboration d’une EIE.
 Nouvelle rubrique:
Installations dont le fonctionnement implique des mouvements d’eau d’un volume [seuils de volumes à
adapter] dans des bassins aériens et/ou souterrains dont l’imperméabilité n’est assurée ni
naturellement, ni artificiellement
 Abaisser le seuil de puissance de la centrale hydroélectrique à partir duquel une EIE est obligatoire
S’aligner sur la Flandre et fixer le seuil à 5 MW

RECOMMANDATIONS RELATIVES À L’ÉTUDE DE FAISABILITÉ
• Intégrer l’analyse de plusieurs éléments à l’étude de faisabilité (via conditions sectorielles ?)
• Evaluation des risques d’érosion et d’instabilité des roches
• Réalisation d’une étude hydrologique et hydrogéologique incluant une modélisation numérique
des eaux souterraines afin de quantifier et simuler à court et long termes les variations
piézométriques provoquées par le fonctionnement du PHES
• Evaluation du risque lié au dégazement et à la migration des gaz

Pistes à considérer à l’avenir
ETUDES SPÉCIFIQUES ET PARTICULIÈRES
• Bilan carbone détaillé sur la base d’un cas pratique concret
 renseignera sur la contribution réelle des projets PHES sur le bilan carbone d’une telle solution
innovante par rapport aux solutions classiques
• Etude environnementale et urbanistique sur un cas concret
 renseignera sur les besoins réels en lien avec la demande de permis unique, chemin législatif et
administratif, contrôle environnemental, acceptation sociale
• Etude de faisabilité sur un cas concret (risque érosion, géo-mécaniques, gaz de mines)
• Etude sur la possibilité de développer un PHES avec un bassin aérien jouant le rôle de bassin d’orage

Merci de votre attention
Titre 3
A. D’Haese, F. Dupont
i.o. Ecorem

4 Thématiques
Systèmes physiques

Analyse des composants électro-mécaniques
Titre 3

Motivation for variable-speed PHES
118
� The variable-speed feature enables to vary the power ouput,
not only in turbine mode, but also in pump mode
� Variable-speed PHES is thus more flexible than conventional
fixed-speed PHES
� Increased flexibility enables to provide ancillary services, and
consequently to boost revenues as compared to arbitrage on
energy-only markets

SmartWater: electromechanical objectives
119
� Identify the generator-converter configurations best suited
for variable-speed PHES in the studied SmartWater cases
� Assess the extended PHES flexibility brought by the variable-
speed technology
� Define control strategies and assess the implied transient
performances

Electromechanical topologies
120
� In fixed-speed configurations, a synchronous machine is
directly connected to the grid
� Variable-speed configurations include a full-/partial-scale
power electronics converter, which decouples the system
rotation speed from the grid frequency
Source: G Ardizzon, G Cavazzini, and G Pavesi. A new generation of
small hydro and pumped-hydro power plants: advances and future
challenges. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2014.
� Lower powers
� Full speed variation
� Topology typically used in SmartWater
studied cases

Operation ranges of a Francis pump-turbine
121
� At nominal head, ranges span from 75% to 100% of nominal power
in pump mode, and from 50% to 100% in turbine mode

122
� The range is wider in turbine mode because of guide vanes
enabling to control the flow rate

123
� The main factors limiting the operation ranges are cavitation
phenomena taking place in, or at the outlet of the Francis pump-
turbine
Source: F. Avellan. Introduction to cavitation in hydraulic machinery. In 6th International
Conference on Hydraulic Machinery and Hydrodynamics, Timisoara, Romania, 2004.

Operation ranges of the Negundo PAT
124
� Cavitation limits are not as strictly defined as for a bigger Francis
pump-turbine

125
� In case of PATs, no guide vanes enable to control the flow in
turbine mode, which reduces the operation range as compared to
a Francis pump-turbine

126
� To have a reasonable power range in turbine mode requires to
operate the PAT well below its rating

Control of Francis pump-turbines
127
� The converter enables to precisely and instantaneously control the
power output to follow a setpoint
� Guide vanes, which deflect water to the rotor, have to be adjusted
to keep rotational speed to acceptable values
Control of electric power through
electromagnetic torque
Guide vanes enable to control speed through flow rate

Control of Francis pump-turbines
128
� Steps in power setpoints should be limited to ensure the stability
of the system
� Stability can be ensured by controlling the speed with the
converter, while controling the power output through guide vanes
adjustment
� It is however at the cost of transient precision in the control of
power

Control of a PAT
129
� As PATs do not have guide vanes, the only possible control is
through the power converter. Two control options are available:
� Precise control of power electric power through electromagnetic
torque (risk of rotational speed instability)
� Precise control of rotational speed (loss of transient precision in the
control of power)

Control of a PAT: Negundo example
130
� Modelling and
implementation of the
controls enable to:
� investigate the behaviour
of the overall installation
� check the dynamic
performances
� adjust the controls if
necessary

SMARTWATER
17 mai 2018, Froyennes
Titre 1
thomas.mercier@uclouvain.be
emmanuel.dejaeger@uclouvain.be

Analyse des composants hydrauliques
Titre 3
Voir Hydraulique.pdf

Valorisation et Outils de décision
Titre 3

Outils de Planification et de gestion prévisionnelle
Titre 3

1. Effets non-linéaires spécifiques aux stockage hydroélectrique souterrain:
• Description des effets
• Inclusion dans l’ordonnancement court-terme
• Analyse des impacts sur les décisions + profit
2. Effet portefeuille (agrégation d’unités de différentes technologies)
3. Processus de décision à plusieurs étapes
Conclusions
Perspectives
Plan des contributions
135

La valeur de la charge hydraulique nette (net
hydraulic head) a deux impacts importants sur le
fonctionnement de la STEP à vitesse variable à la
fois en pompe et en turbine.
Elle définit en effet:
• la plage de fonctionnement
• la courbe de rendement
Head effects
136
 1t tP f H 
 2 ,t t tP f q H

Géométrie complexe des réservoirs (géomorphologie naturelle du site ou due
à l’activité humaine)
1. Géométrie des réservoirs
137
• Relation non-linéaire entre les
volumes d’eau dans les
réservoirs et la hauteur d’eau
• Variations rapides de la charge
hydraulique (~ quelques
secondes) qu’il est important
de prendre en compte

Interactions (échanges d’eau) entre les réservoirs et la nappe phréatique dû à
la perméabilité des basins
2. Echanges d’eau avec le milieu environnant
138
Echange d’eau entre le réservoir inférieur et la
nappe phréatique pour le site de Maizeret.
Lorsque le niveau d’eau dans le
basin est inférieur à la hauteur de
la nappe, de l’eau sous-terraine
s’infiltre dans le réservoir.
Inversement, de l’eau s’échappe
du réservoir quand le niveau
d’eau est plus élevé que la
hauteur de la nappe.

Les pertes de charge sont principalement dues aux frictions dans la conduite
ainsi qu’aux zones de turbulence générées en entrée, sortie et
coudes/bifurcations de la canalisation
3. Pertes de charge
139
Les pertes de charges sont
généralement représentées comme
une fonction quadratique du débit
d’eau, dont le coefficient dépend de
la topologie du site.
Zones de turbulence à
l’entrée de la conduite
loss 2
t tH aQ

Tenir compte des aspects dynamiques et non-linéaires dans le processus de
décision est très compliqué, de par la nature du problème d’optimisation:
• De taille importante (portefeuille formé par l’agrégation de plusieurs
unités)
• Sujet aux incertitudes
Algorithme d’aide à la décision
140
Approche hybride composée d’un outil
d’optimisation et d’un modèle de
simulation

La puissance nominale est de 10 MW en
modes pompe et turbine, avec des plages
de fonctionnement de respectivement
[7.5, 10] MW et [5, 10] MW.
La capacité énergétique est de 57 MWh.
Cas d’étude: site de Maizeret
141
Hypothèse: taxes et coûts réseau sont
négligés
Machine hydraulique: turbine Francis
réversible à vitesse variable

1. Impacts sur la faisabilité de l’ordonnancement
Impacts des nonlinéarités
142
2. Impacts sur la profitabilité de la STEP
Effets des non-linéarités:
#1: Tous les effets non-linéaires sont négligés
#2: Les plages de fonctionnement sont considérées
#3: Tous les effets non-linéaires sont considérés

Atouts:
- Coûts associés à la participation aux marchés de l’électricité est réparti
entre partenaires (garantie bancaire + coûts d’entrées fixes et variables
par transaction)
- Effet de complémentarité entre technologies (flexibilité pour gommer
l’aspect stochastique de la production renouvelable, meilleure offre dans
le marché des réserves)
Effet portefeuille
143
Au total, La STEP permet de réserver 1 MW supplémentaire de FCR (R1) ainsi que
3 MW en plus de aFRR (R2).
La mFRR (R3) n’a pas été considérée.
Valeur ajoutée pour la R1 sur 1 jour = 10 (euros/MWh)*24(hours) = 240 euros
Valeur ajoutée pour la R2 sur 1 jour = 3*10 (euros/MWh)*24(hours) = 720 euros
 Importance de la vitesse variable!

Participation au marché des réserves est complexe car:
- Décisions impactent la quantité de flexibilité disponible en temps réel
(pour faire face aux erreurs de prédictions, pour tirer profit d’une situation
de marché, etc.)
 Problème multi-étages sous incertitudes (multi-stage stochastic problem)
- Problème non-linéaire (décisions pour volumes + prix « pay-as-bid »)
Décisions moyen terme
144

- Dans le contexte actuel, aucune opportunité pour les STEP en Wallonie
- Importance d’utiliser des technologies à vitesse variable et de trouver le
meilleur compromis financier entre maximiser les capacités de la STEP (en
termes de plages fonctionnement, rampes) et la gain de profit résultant
lors de l’exploitation de l’unité.
- Les unités considérées dans ce projet sont sujettes à des effets
dynamiques et non-linéaires (peu communs pour les stations historiques
de type Coo).
- Négliger ces effets dans l’ordonnancement entraine une surestimation
systématique du profit mais surtout induit des décisions potentiellement
infaisables (dû aux violations des contraintes opérationnelles) et sub-
optimales (dû aux pénalités qui en découlent)
- Il est important de bien tenir compte des interdépendances entre les
différents horizons temporels lors des décisions plus long terme
Conclusions
145

- Inclure les services au réseau de distribution (tension, congestion, etc.)
- Etudier les règles de marché (market design) pour favoriser les
technologies permettant d’intégrer au mieux les énergies renouvelables
- Module d’optimisation/contrôle très court-terme (participation au
mécanisme de déséquilibre qui présente des prix très intéressants avec un
risque très élevé)
Perspectives
146

Plateforme d’outils de décision et de simulation
Titre 3

Etudes multidisciplinaires

• Problématiques:
• Intégration d’outils (API Matlab, RAO,…)
• Intégration de modèles (coût / hydrogéologique / électromécanique)
• Prise en compte de l’évolution de la valorisation des services (Prix des
marchés de l’électricité DAM,CIM,R1/2/3)
• Objectifs de la plateforme d’outils:
• Flexibilité (facilité de développement)
– Réutilisable (mise à jour des modèles/données)
– Modulable (intégration de nouveau outils)
• Réponses aux besoins des investisseurs /preneurs de décision
– Sites disponibles/exploitables (Faisabilité)
– Analyse des couts et dimensionnement du PHES
– Différents types de valorisation / Analyse des services (Fonctionnalité)
– Analyse/ Simulation du fonctionnent du PHES (Rentabilité et gestion prévisionnel)
Problématiques & Objectifs

Modèles de coûts (source ULB-ATM)
Coût des systèmes hydrauliques et électromécaniques
• Système EM: types et configuration pompes /turbines, électronique de puissance (système à vitesse variable)
• Mise en place des conduites entre les réservoirs
• raccordement électrique au réseau
Coût des travaux de génie civil
• construction d’un réservoir/ aménagement du site (excavation, déplacement des terres ,revêtement ,digue,…)
• coûts du terrain
• salle des machines
Coûts indirects (= 30% des couts directs)
• tâches d'ingénierie (gestion de projet)
• coûts imprévus
Site Réservoir supérieur Système EM
 Dénivelé
 Distance pour raccordement réseau
 Longueur/type de conduite (Acier,PVC)
 Coût du terrain
 Superficie /profondeur de la carrière
( = Volume d’eau disponible)
 Superficie/profondeur du bassin
( = Volume d’eau utile)
 Volume de terre excavée/déplacée
 Coûts additionnels (//digue,…)
 Type et surface pour le revêtement
 Type (Francis, Kaplan, PaT)
 Configuration
(P+T, réversible, PaT)
 Ratio E/P (// durée de cycle)

Modèles EM (source UCL-CEREM)
Choix, rendement et plage de fonctionnement
Turbine Francis (réversible) Pompe

Modèles hydrogéologiques (source Umons-GEO)
Amplitude normalisée des variations du
niveau d’eau dans la carrière
Obourg (1 millions m³/cycle) Maizeret (300 000 m³/cycle)

Outils d’aide à la décision
153
COUTS
Couts d’investissement (CAPEX)
Couts de fonctionnement(OPEX)
VALEUR
Arbitrage
Services de réserve (ex:R2)
Variables financières
Délai de récupération (PP)
Valeur actualisée net (NPV)
Coût actualisé de l’énergie(LCOE)

Outils de simulation
Intérêts:
• Processus de validation des cycles de pompage-turbinage (obtenu par optimisation)
en tenant compte des aspects dynamiques (// non-linéarités)
– Les échanges entre la nappe et les carrière
– Courbes de rendement et plage de fonctionnement du système EM
• Intégration des processus stochastiques
– Activation de la R2
– Erreurs de prédiction (prix de l’électricité, production décentralisée, charge local,…)
• Intégration de stratégie de rééquilibrage

Outil d’inventaire

Outil de prédiction
(en collaboration avec Umons-Gele)
Objectifs:
• Prévision déterministe (en J-1 pour J) de variables aléatoires tels que
• La production d’énergie éolienne et photovoltaïque
• Le prix de l’électricité
• La charge du réseau électrique
• ...
Modèles:
• Réseaux de neurones récurrents (RNN) et en particulier les modèles
(bidirectional)- long short term memory / (B)-LSTM
Données pour l’apprentissage automatique
• Données historiques (productions EnR,prix, demandes,…)
• Données sur les conditions climatiques ( observations et prédictions)
• Températures
• vitesses de vent (à 10m/ à 70m)
• Nébulosité /radiation solaire

Outil de prédiction
Application de l’outil à d’autres contextes
Challenge RTE (janvier/février 2018)
Prévision déterministe de la consommation électrique hivernale
• La variable à prévoir correspond à la consommation d’électricité représentant l'ensemble des puissances
consommées par les clients raccordés au réseau de RTE ainsi que les pertes sur le réseau, diminuée de la
puissance prélevée pour le pompage par les installations hydroélectriques
• Prévision en J-1 des 96 valeurs de consommation quart-horaire (pour le jour J)

Use Case : la carrière de Maizeret
Configuration Site Valeur
Dénivelé 90 m
Longueur ligne électrique 1km
Type de conduites Acier
Longueur total des conduites 300 m (en surface)
Cout du terrain 2.5€/m²
Superficie de la carrière 30625 m²
Profondeur de la carrière 30 m
Volume d’eau disponible 918.750 m³
Configuration Réservoir Valeur
Superficie du bassin 3 ha
Profondeur du bassin 7,5 m
Volume de terre excavé 50%
Volume de terre déplacé 0 % (-> rebord réservoir)
Revêtement solide 20%
Revêtement en géo-membrane 80%
Coûts additionnels (//digue,…) 0 €
Volume d’eau utile 225.000 m³
Hauteur de chute nette
minimale
86,25m
Hauteur de chute nette
maximale
101 m
Energie hydraulique 57 MWh
Puissance hydraulique
10 MW
(≈6h)

Systèmes EM et services
ID Description Type
Rendement
pompe
Rendement
turbine
1 FR Rev 0,93 0,94
2 FR VS Rev 0,93 0,94
3 FR VS + Flexible Rev+P 0,93 0,94
4 Francis + Pompe (VS 1) P+T 0,8 0,9
5 Francis + Pompe(VS 1,25) P+T 0,8 0,9
Turbine Francis réversible à vitesse variable
ARBITRAGE
MUST-RUN pour R2
FRANCIS

Systèmes EM et services
ID Description Type
Rendement
pompe
Rendement
turbine
1 FR Rev 0,93 0,94
2 FR VS Rev 0,93 0,94
3 FR VS + Flexible P+T 0,93 0,94
4 Francis + Pompe (VS 1) P+T 0,8 0,94
5 Francis + Pompe(VS 1,25) P+T 0,8 0,94
Turbine Francis à vitesse variable
CCH pour R2
FRANCIS
Pompe à vitesse variable

Analyse du CAPEX
Système EM = ≈70%
des Couts Directs
CAPEX MAIZERET 10MW
FR VS 1821 €/kW
FR VS + Flexible 2017 €/kW
Francis + Pompe (VS 1) 2213 €/kW
Francis + Pompe(VS 1,25) 2359 €/kW
10MW installé en turbine

Analyse du CAPEX
Terres évacués
CAPEX: 23,6_->26 M€
Distance entre réservoirs X2
CAPEX: 23,6 -> 25 M€
• Génie civil -> Configuration /localisation du site / contraintes environnemental,…

Analyse de sensibilité
Config P+T VS 1,25
CAPEX 2359 €/kW installé (en turbine)

Analyse de sensibilité
Cout d’évacuation: [0 -2,6] M€
CAPEX +260€/kW (+10%)

Valorisation PHES « seul » ARB+R2
Optimisationdu cycle en J-1 (ordonnancement)
• Valorisation de l’arbitrage (// DAM)
Intégration des contraintes de R2 (2,5MW Sym)
• Flexibilité
-> Quantité R2 contractée <-> Plage de fonctionnement des turbomachines
• Disponibilité
-> diminution de la capacité disponible pour l’arbitrage
-> Mode court-circuit hydraulique(CCH)

Simulation de l’activation de R2
• Impact sur le niveau d’eau
Service R2
Elia-Nov 2016

• Stratégie de rééquilibrage (planning ID)
Comparaison planning J-1 et ID
Compensation
achat/vente sur le marché CIM

Source:
ELIA
• Valorisation
 Arbitrage DAM (Planning J-1)
 R2 (prix de réservation + prix d’activation)
 cout de rééquilibrage sur marché CIM

Configuration Maizeret avec P+T (VS 1,25) 10MW
CAPEX: 23.589.643
OPEX: 1,5% CAPEX
Service ARB+R2 (2,5 MW ) (Sans GF)
Janvier 2016 novembre 2016
ARB- DAM (Planning J-1) 805 23277
R2-Réservation 34410 101415
R2 down-Activation -7982 -4976
R2 up-Activation 17400 28423
Rééquilibrage (Planning ID) -3483 -29952
Total (€) 41150 118187
Délai de retour sur investissement (années) 169 22

Conclusions
• Importance du cout des machines EM sur le CAPEX
Le cout des travaux de génie civil dépend fortement du site choisi
-> besoin d’outil pour trouver la configuration optimale
• Les contraintes imposée par les pompes et turbines (plage de fonctionnement)
diminuent fortement les profits espérés sur les services de réserve.
-> besoin d’outil de simulation pour valider les résultats d’optimisation et prendre
en compte les aspects dynamiques
• Inadéquation entre les coûts d’investissement (CAPEX) et d’exploitation (OPEX)
d’une part et les profits espérés d’autre part. Les délais de retour sur
investissement sont beaucoup trop importants et les marchés beaucoup trop
volatiles . Ceci tant à montrer que l’exploitation d’une STEP de manière « isolée »
est très risquée dans les conditions actuelles de marché.
-> besoin d’outil pour intégrer de nouveaux modèles et analyser rapidement les
modifications de ces conditions de marché

Utilisation future de la plateforme
• Mise à jour des données historiques
 Valorisation des marchés de l’électricité (DAM,CIM,R1/R2/R3)
 Productions EnR, Consommation,…
 …
• Mise à jour de modèles
 Couts, valorisation
 Prédiction (productions EnR et Consommation)
 Configuration EM plus complexe (cascades,…)
 Autres technologies (batteries,…)
 …
• Optimisation/ Simulation du fonctionnement d’un système de stockage pour obtenir une
étude rapide préalable au déploiement d’un projet

Autres travaux et perspectives
Autres valorisations du système PHES
• Approche «PHES en portefeuille » (travaux Umons-GELE)
 PHES « disponible » pour optimiser le fonctionnement global du portefeuille
 Diminution des contraintes de disponibilité imposé au système PHES
 Complémentaires avec des unités de production (ex: CGGT/PHES)
• Approche PHES « derrière le compteur »
 producteur décentralisé/gros consommateur (ex: secteur carrier)
 Smart-grid industrielle (Projet Ecloud)
• Le système PHES ayant un impact global positif (augmentation de la pénétration des
unités de production d’énergie renouvelable, stabilisation du système électrique,…),
une aide via des subsides d’état pourrait venir diminuer le capital investi ou augmenter
les revenus (travaux Ecorem)

Merci pour votre attention
Contact: jean@multitel.be

• L'étude montre que d'ici 2050, la Belgique se dirige vers un mix de production, avec un maximum d'énergie
renouvelable (en tenant compte des capacités limitées du pays en la matière) et des échanges transfrontaliers
(4,5+ 2 GW) via les interconnexions
• Pour Elia, la Belgique doit se positionner comme un carrefour énergétique de l'Europe. Davantage d'échanges
transfrontaliers favoriseraient les exportations et éviteraient "de stopper la production de renouvelable lorsqu'elle
est excédentaire. Les importations éviteront » une situation de pénurie lorsque les conditions sont moins
favorables".
• Cela ne suffira toutefois pas à compenser la variabilité du renouvelable. La sortie du nucléaire en 2025 ainsi que
la fermeture de centrales au gaz trop vieilles mèneront à la perte de deux tiers de la production électrique
actuelle. Dans chaque scénario envisagé, une capacité supplémentaire de production thermique réglable
d'au moins 3,6 GW est nécessaire, ce qui représente la construction de huit à neuf nouvelles centrales au gaz
d'ici 2025. Elia précise qu'1 à 2 GW supplémentaires seraient nécessaires pour s'assurer une réserve dans le cas
où les pays voisins ne seraient pas en mesure de garantir leur production.
• Or, il n'existe pas actuellement suffisamment de signaux d'investissement pour assurer cette capacité
supplémentaire, les prix étant trop bas. Sans action, des situations de pénurie, des pics de prix et des graves
problèmes d'approvisionnement sont à prévoir. Le gestionnaire appelle dès lors les autorités belges à agir au plus
vite. Avant de construire de nouvelles centrales, un cadre juridique et légal clair et un mécanisme de soutien
sont nécessaires ainsi qu'un aval de l'Europe. Ensuite, construire des centrales thermiques prend entre 2 et 6 ans,
selon la taille envisagée. Ne pas prendre de décision signifie quasi automatiquement une prolongation du
nucléaire jusqu'à 4 GW. Il reste juste assez de temps pour constituer la capacité de remplacement
Etude ELIA (11/2017)

SMARTWATER
Bilan et perspectives
Titre 1

Froyennes,
17
Mai
2018

SmartWater: hydro-mechanics
objectives
2

! Achieve
comprehensive
parameters
in
designing
hydraulic

machines
used
in
PHES
and
their
conﬁguraBons
and
life-‐span

! Pipelines
design
and
esBmate
losses

–
cavitaBon,
fricBon
and
corrosion

! TheoreBcal
procedure
in
design
PHES,

–
workﬂow
and
case
studies

! Concept
design
and
Experimental
study
of
a
real
µPHES

– Froyennes,
losses
and
performance

! Conclusions

Froyennes,
17
Mai
2018

Hydraulic Turbines operation range
3

Froyennes,
17
Mai
2018

Hydraulic Efficiency Comparison
4

Wider
eﬃciency
curve
for
PAT+VFD
in
oﬀ-‐design

Froyennes,
17
Mai
2018

Case studies - UCES
5

0 1 2 3 4 5
x 10
4
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Time [s]
Efficiency[]
Francis
Francis +70
PAT +70
"
-‐
Rock
stability,

"

-‐
Water
supply,

"

-‐
Energy
market,

"

-‐
Time
of
exploitaBon,

#
-‐
PosiBon
and
size
of
the
upper
reservoir

Mine
Houille
Mine
Ardoises
Carrières


Design
parameters
are
implemented
in

the
turbomachine
choice
and
system
design.

Froyennes,
17
Mai
2018

Case study Obourg
6

  H
max⋍
47.5
m

for
18.8
MW

  H
max⋍
45
m

for
1.8
MW

  H
max⋍
42
m

for
0.9
MW

  Over
48
m3/s

are
required
to
cope
with
18.8
MW
target.

  The
pumps
are
type
axial
and
not
very
suitable
for
running
in
reverse
mode.

  Whereas
a
small
number
of
machines
could
results
a
more
reasonable

soluBon,
1.8
or
0.9
MW
targets
are
preferable.

Froyennes,
17
Mai
2018

Case study Maizeret
7

  H
max⋍
122
m

for
22
MW

  H
max⋍
112
m

for
10.5
MW

  H
max⋍
112
m

for
5.25
MW

  5
RDLO500-‐1015
PATs
can
delivery
6
MW
at
110
m
of
available

head.

  Larger
pumps
might
be
selected
under
customized
inquire
to
the

manufacturer.

Froyennes,
17
Mai
2018

Detriment for Wear and Corrosion
8

1
year
=
2000
h
running
with
clean
water

Pump/turbine
impeller
-‐
the
eﬃciency
drops

Pipeline
–
FricBon
eﬀects
and
losses
increase

according
to
usage
and
material

Froyennes,
17
Mai
2018

Map Design Steps
9

INPUT

Topology
DATA

Flow
rate
Penstock
diameter

Penstock
thickness
and

material

Penstock
saddles

Penstock
velocity

Trash-‐rack
Loss
Valves
Loss
Entrance
Loss
Penstock
loss
Tailrace
Loss

Net
head

Hydraulic
power

Turbine
speed

Specific
speed

Generator
specificaBon

Turbine
type

Turbine
dimension

Efficiency

CavitaBon

Froyennes,
17
Mai
2018
10

µPHES
–
Froyennes
(Negundo
test
site)

Froyennes,
17
Mai
2018

µPHES
-‐
Technical
room

11

Froyennes,
17
Mai
2018

µPHES - Experimental Campaign
12

Test
the
actual
exploitability
and
the
system
safety

Characterise
the
PAT
Steady
State
working
point

Detect
the
eﬃciency
map
as
⨍(rpm)

OpBmise
the
µPHES
Negundo
exploitaBon

Obtain
a
Demo
of
a
complete

µPHES
based
on
real
data

Froyennes,
17
Mai
2018

Instrumentation
13

Torque
[Nm]

Speed
[rpm]

Power
[kW]

Pressure
[Pa]

Water
level
[m]

Flow-‐meter
[kg/s]

Irregular
ﬂow

Temperature
[K]

Danger
of
icing

Electro-‐mechanic

valve

Speed
control

Power
[kVA]

Froyennes,
17
Mai
2018

Human Machine Interface (HMI)
14

Froyennes,
17
Mai
2018

Pipeline – Energy Losses
15

[Experimental
data,
ULB
–
2018]

Froyennes,
17
Mai
2018

Two
grids
protect
the
pump
from
external
object
at
the
price
of
further

energy
losses.
In
order
to
reduce
undesirable
losses,
two
convergent
pipes

are
installed
on
each
side
of
the
pipeline.

The
hydraulic
losses
appear
at
the
opening
valve,
shrinking
the
exploitable

head
of
about
18%
for
the
maximum
ﬂow
rate.

Pipeline – Energy Losses
16

! "! #!! #"! $!! $"!
!"#$%&'(
!
!%$
!%&
!%'
!%(
#
#%$
#%&
)*+#,-"'$./0,"-,1-$2$,.&3(
)*+,,-*+ . /0*1%
)*+,,-*+232/0*1%
)*+,,-*+ 4 /0*1%
!"#$%#&%'()'#*
+,'-$-.(
/#%"'
0%12$-.(
/#%"'
345*6*17-85-65,
[Experimental
data,
ULB
–
2018]

Froyennes,
17
Mai
2018

At
the
minimum
load
condiBons,
the
PAT
runs
with
a
geodeBc
head
reducBon

of
about
-‐50%
from
its
maximum.

The
maximum
eﬃciency
measured
in
reversed
mode
is
about
1-‐2%
less
than

the
eﬃciency
of
the
pump

PAT – Efficiency
17

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Normalised Available Head [-]
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
NormalisedEfficiency[-]
Variable Speed
PAT at constant N
PAT
PAT at constant N
PUMP
[Experimental
data,
ULB
–
2018]

Froyennes,
17
Mai
2018

Conclusions
18

! Achieved
comprehensive
parameters
in
hydraulic
machines
used
in

PHES
and
their
configuraBon
for
different
parametrized
scenarios.

! The
use
of
the
same
machine
for
pumping
and
generaBng
(PATs,
as

RPTs)
is
related
to
the
objecBve
of
saving
cost
of
energy,
space
and

maintenance.

! Concerning
the
efficiency,
PATs
supported
by
the
VFD
are
able
to

work
more
efficiently
than
turbines
in
the
relevant
off-‐design
range.

! The
experimental
results
of
the
µPHES
confirm
the
method
adopted

and
the
high
flexibility
of
the
PAT+VFD
soluBon.

SMARTWATER
Titre 1
Abdelouahid.Tarhach@ulb.ac.be

Alessandro.Morabito@ulb.ac.be

Patrick.Hendrick@ulb.ac.be

1
QUARTIER NEGUNDO : NEGUNDO INNOVATION CENTER
SMART WATER
WP 7 - Implantation de la maquette
SMART WATER – Programme mobilisateur « ENERGINSERE »

2
QUARTIER NEGUNDO : NEGUNDO+ // CONCEPT
Gestion de l’électricité et de la chaleur pour l’ensemble les
bâtiments NEGUNDO et NEGUNDO³, au départ de ressources
« vertes » comme la géothermie, l’énergie solaire ou éolienne.
OBJECTIFS :
- Optimisation énergétique favorisant l’intégration des énergies
renouvelables.
- Démonstrateur de technologies innovantes

3
QUARTIER NEGUNDO : ENJEU DE LA GESTION D’ENERGIE
1
2 Raccordement unique
Découplage du réseau public
 ENJEU GESTION ENERGIE
1. NEGUNDO Innovation Center
2. NEGUNDO 3, centre de séminaires et
de formations

4
QUARTIER NEGUNDO : NEGUNDO+ // PRODUCTION
1. 2.
3.
1.
2.
3.

5
WP 7 - INTEGRATION DE LA MAQUETTE
Contextualisation

6
QUARTIER NEGUNDO : NEGUNDO+ // STOCKAGE
4. 5.
6. 7.
4.
5. 6.
7.

7
QUARTIER NEGUNDO : NEGUNDO+
MIX ENERGIE VERTE
~ 1 MILLION €
Technologie Puissance
Installations photovoltaïques 40 kWc
4 « mini » éoliennes 10 kW
4 bornes doubles EV 22kW / point
Batterie REDOX FLOW 10 kW / 100 kWh
SMARTWATER
Moteur / alternateur
Système de turbino-pompage
+30 kW
[ 8 kW - 15kW/ 17kWh ]
Metering

10
Bassin amont – bassin d’orage de la Zone d’Activité Economique
• Volume total de 1.500 m³
• Etanchéisation : bâches lestées - volume permanent de
minimum 625 m³
Bassin aval
• Volume utile du nouveau bassin aval à créé : 680m³
Différence niveaux d’eau : minimum : 8,90 m
Longueur du forage (ø intérieur de 313 mm) : 86 m
Pompe mise en place : ICN 200-250 F - puissance du moteur 30 kW
SMART WATER – WP 7 – Préparation de l’infrastructure de validation « maquette »

11SMART WATER – Programme mobilisateur « ENERGINSERE »
SMART WATER – WP 7 – Préparation de l’infrastructure de validation « maquette »
octobre 2016 – janvier 2017
Travaux préparatoires – forage
dirigé – terrassement – travaux
local technique
Mars 2017 Imperméabilisation bassin
amont
Raccord forage dirigé
Avril 2017 pose des équipement
électromécaniques
Mai 2017 réception des travaux de
génie civil
Juin 2017 réception des installations
d’électromécanique - mise à
disposition de la « maquette »

13
DEMONSTRATOR µPHES
Upper room
Lower room

14
Torque [Nm]
Speed [rpm]
Power [kW]
Pressure [Pa]
Water level [m]
Flow-meter [Kg/s]
Irregular flow
Temperature [K]
Danger of icing
Presence of tension
Power [kVA]
Input DATADEMONSTRATOR µPHES

15
LabView
Frequency Driver
Control unit
Power module
Electro-mechanic Valve
DEMONSTRATOR µPHES

16
LabView HMI
Labview HMI
DEMONSTRATOR µPHES

17
SMARTWATER – CONCLUSIONS ET PERSPECTIVES
WP 7 - IMPLANTATION DE LA MAQUETTE
SMARTWATER WP7
• Fonctionnement manuel
• Suivi des paramètres, à distante, alarmes et reporting à finaliser
EXPLOITATION
AUTOMATISA-TION
• Entretien – maintenance IDETA
• Suivi technique et scientifique ULB (convention à mettre en place)
• Fonctionnement commandé à distance
• Connection Ethernet de l’automate au NEGUNDO³

18
QUARTIER NEGUNDO : NEGUNDO INNOVATION CENTER
SMART WATER
WP 7 - Implantation de la maquette
Evolution actuelle :
Vers une automatisation à des
fins d’optimisation d’utilisation
locale de l’énergie verte.
 Importance du
SMATWATER dans cette vision

SMARTWATER - stockage énergétique par turbinage-pompage hydroélectrique : conférences et visite | Froyennes - 17 mai 2018

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