Dix ans pour doubler la puissance de pompage/turbinage des FMHL

Les Forces Motrices Hongrin-Léman SA (FMHL), qui ont pour actionnaires Romande Énergie SA, Alpiq Suisse SA (Alpiq), Groupe E et la Ville de Lausanne, exploitent depuis 1971 un aménagement hydro-électrique de pompage-turbinage de 240 MW, utilisant les eaux des lacs de l’Hongrin (52 millions de mètres cubes à 1255 m au-dessus du niveau de la mer) et celles du Léman, à une altitude de 372 m (cf. fig. 1). Alpiq gère la société et ses actifs, alors qu’Hydro Exploitation SA exploite l’aménagement.

Le projet FMHL+ a pour objectif de construire une nouvelle centrale souterraine reliée, en amont, au puits blindé et en aval, au canal de fuite de l’aménagement existant. Le défi consiste à utiliser le système hydraulique existant pour passer d’une puissance installée de 240 MW à une puissance de 480 MW, dont 60 MW de réserve. Pour ce faire, la nouvelle centrale de pompage-turbinage comprend deux groupes ternaires de 120 MW chacun. Alpiq, en tant que représentant du propriétaire, est en charge de la supervision des études et de l’exécution du projet.

 

Fig. 1. Plan de situation. (Sources des illustrations: Alpiq, FMHL SA)

L’aménagement existant

L’aménagement d’origine est constitué d’un barrage à double voûte de 105 m de hauteur (fig. 2a), alimenté par huit prises d’eau. Une galerie d’amenée de 8 km permet d’acheminer l’eau du lac de l’Hongrin jusqu’au puits blindé. Celui-ci, d’une longueur de 1,4 km, conduit l’eau sous pression jusqu’à la centrale de Veytaux (fig. 2b), située au bord du lac Léman, 878 m plus bas. Cette centrale est équipée de quatre groupes de pompage-turbinage à axe horizontal, d’une puissance totale de 240 MW (fig. 2b et 3). Sa production, d’environ 520 GWh par an, dont 160 GWh proviennent des apports naturels, est évacuée sur le réseau électrique de 220 kV.

 

Fig. 2. Le barrage de l’Hongrin (a) et la caverne existante, d’une longueur de 140 m (b).

La définition des objectifs

Les actionnaires de FMHL, responsables d’alimenter une grande partie de la Suisse romande en électricité, ont recherché des potentiels de développement, afin de garantir la sécurité d’approvisionnement de manière durable et de répondre à la demande croissante en énergie de réglage nécessaire pour équilibrer le niveau de production à la consommation aux heures de pointe.

Directement dépendantes des conditions météorologiques, les éoliennes et les installations solaires, en plein développement, enregistrent en effet une production irrégulière et non prédictible, tout comme la consommation qui doit être complétée par un apport en énergie de réglage. Grâce aux volumes d’eau accumulés par leurs barrages, véritable stock d’énergie injectable en tout temps sur le réseau, les centrales de pompage-turbinage offrent une solution immédiate et efficace aux fluctuations de production et de consommation.

 

Fig. 3. Coupe d’un groupe de 60 MW à axe horizontal de la centrale existante (1970).

Les études préliminaires (2006 - 2007)

Deux variantes d’études préliminaires ont été analysées:

 

Pour toute augmentation de puissance supérieure à quelque 180 MW, il aurait été nécessaire de construire un nouveau système hydraulique comprenant un canal de fuite, un puits blindé, une galerie d’amenée, ainsi que le percement du barrage pour la prise d’eau. L’analyse économique a montré que la construction d’une nouvelle centrale, sans nouveau système hydraulique, était plus rentable. À noter que trois autres projets de pompage-turbinage étaient alors en développement, soit Linth-Limmern (1000 MW), Nant de Drance (900 MW) et Lago Bianco (1000 MW).

Le 17 novembre 2006, le conseil d’administration a octroyé son premier crédit pour effectuer une «étude de faisabilité préliminaire». Un mandat a alors été donné au bureau d’ingénieurs Stucky, afin de déterminer les capacités supplémentaires existantes de la galerie d’amenée et du puits blindé. Un mandat électromécanique a également été donné à l’entreprise Colenco, ainsi qu’un mandat de génie civil à l’entreprise générale Gaehler und Partner.

Dans les grandes lignes, le projet d’augmentation de puissance de pompage-turbinage était ainsi défini, avec la construction d’une nouvelle centrale souterraine de 120 à 180 MW à proximité de la centrale existante, équipée de deux à trois groupes de pompage-turbinage, avec adaptation de la cheminée d’équilibre existante.

 

L’avant-projet et le projet (2008 - 2011)

Le mandat d’ingénieurs en tant que mandataire principal, couvrant l’ensemble des prestations des études d’avant-projet, jusqu’à la réalisation, a été attribué fin juin 2008, après appel d’offres, au groupement d’ingénieurs Gihlem, composé des bureaux Stucky SA (en tant que pilote), EDF-CIH et Emch+Berger AG. L’avant-projet (phase SIA 3.1) a été réalisé en 2009. Les caractéristiques générales du projet ont alors évolué comme suit (fig. 4):

 

Les prises d’eau situées en amont du barrage, le barrage, la galerie d’amenée et le puits blindé resteront inchangés. Aucun apport naturel supplémentaire ne sera capté.

 

Fig. 4. Plan et coupes des installations souterraines nouvelles et existantes.

Les essais (2010 - 2011)

Des essais sur modèle réduit (1/30^e) des deux centrales ont été réalisés en 2010 et 2011 au Laboratoire de constructions hydrauliques (LCH) de l’EPFL. Ce modèle a notamment permis d’optimiser les formes du canal de fuite, afin d’améliorer la sécurité ainsi que la plage de fonctionnement de l’aménagement. Des essais sur modèle (1/8^e) ont également été réalisés au laboratoire du VAW (Versuchsanstalt für Wasserbau, Hydrologie und Glaziologie) de l’EPFZ, afin de modéliser le dégazage du circuit aval et les essais en mode court-circuit hydraulique.

 

La procédure d’autorisation de construire (2008 - 2011)

FMHL est au bénéfice d’une concession intercantonale Vaud-Fribourg octroyée en 1963 et arrivant à échéance en 2051, soit 80 ans après la mise en service de l’aménagement. Toutes les installations sont situées sur le territoire vaudois, mais une partie de l’eau de la Sarine est détournée du bassin du Rhin pour aboutir au lac Léman (bassin du Rhône), ce qui explique que la concession soit intercantonale.

Pour la construction de la nouvelle centrale, la législation en vigueur prévoyait une procédure en deux étapes: procédure d’octroi de la concession et procédure d’autorisation de construire. L’autorité compétente est le Service des eaux, sols et assainissement du canton de Vaud (SESA).

 

Modification de la concession intercantonale (2008 - 2010)

La procédure d’octroi de la concession de compétences intercantonales s’est déroulée en deux phases. Le rapport d’enquête préliminaire a été déposé en septembre 2008 auprès du SESA - qui a procédé à une consultation des services cantonaux vaudois et fribourgeois -, puis de l’Office fédéral de l’environnement (OFEV) et de de l’Office fédéral l’énergie (OFEN). Les préavis ayant tous été positifs, la phase 2 a pu être lancée.

Le rapport d’impact sur l’environnement, l’avant-projet technique, les plans du géomètre ainsi que le projet d’avenant n° 3 à la concession ont été déposés le 3 août 2009. Ce dossier a été mis à l’enquête pendant un mois auprès du canton de Vaud, puis de Fribourg, de fin octobre à fin décembre. Après la levée par FMHL de deux oppositions de principe, les cantons ont validé l’octroi de la concession le 17 mai 2010. La décision a été publiée et n’a fait l’objet d’aucune opposition.

 

L’autorisation de construire (2008 - 2010)

L’autorisation de construire, qui est de la compétence des communes de Veytaux et de Villeneuve, est basée sur le projet définitif et le rapport d’impact sur l’environnement. Le dépôt de la mise à l’enquête publique a eu lieu un jour après la fin de la consultation publique de la décision d’octroi de l’avenant à la concession. Aucune opposition n’ayant été constatée, le dossier a été transmis à l’OFEV. Sans opposition de ce dernier et après publication dans le Bulletin officiel, les autorisations de construire ont pu être délivrées par les deux municipalités fin 2010.

Avant d’obtenir le feu vert du conseil d’administration, il a encore fallu avec les cantons, une convention relative au sort des installations à l’échéance de la concession. Cette convention a été signée mi-janvier 2011 par les trois parties. Le feu vert pour la construction a finalement été donné le 7 février 2011.

 

Les appels d’offres (2010 - 2015)

De nombreux appels d’offres ont été effectués au cours des années 2010 à 2015. Tout comme les activités d’ingénierie et de génie civil, chaque équipement électromécanique a fait l’objet d’une procédure d’appels d’offres conformément aux marchés publics.

 

La réalisation (2011 - 2016)

Il aura fallu cinq ans pour préparer le projet et obtenir toutes les autorisations. Il en faudra encore cinq pour le réaliser et mettre en service les deux groupes de pompage-turbinage.

 

Excavation, chaudronnerie et bétonnage

Le consortium CV2-Ledi, formé des entreprises PraderLosinger, Evequoz, Dénériaz et Imboden, a obtenu le lot du génie civil et de la chaudronnerie (les blindages ont été sous-traités à Alstom Hydro). Les travaux ont commencé le 7 mars 2011, par les excavations de la galerie d’accès de 330 m, sous deux piles des viaducs autoroutiers de la N9.

Les dimensions de la caverne principale des machines sont de 100 m de longueur, 25 m de largeur et 56 m de hauteur. La caverne, ainsi que les différentes galeries, ont été creusées par excavation traditionnelle, à l’explosif et au brise-roche (plus de 160’000 m³ de roche dont 94’000 m³ pour la caverne principale). Les matériaux d’excavation ont permis de produire des granulats utilisés pour la mise en œuvre à Veytaux, de quelque 55’000 m³ de béton. L’excavation de la caverne a été réalisée du haut vers le bas, en dix étapes horizontales de 4 à 7 m de hauteur.

 

Fig. 5. Plan et profil en long de la nouvelle centrale. 1. Raccordement sur le puits blindé existant. 2. Chambre des vannes. 3. Caverne du canal de fuite. 4. Galerie d’accès à la centrale de Veytaux 1. 5. Raccordement sur le canal de fuite de Veytaux 1. 6. Ouvrage de prise et de restitution. 7. Canal de fuite de Veytaux 2. 8. Canal de fuite existant de la centrale de Veytaux 1.

Création d’un écran étanche

L’un des principaux défis du projet a consisté à créer un écran étanche pour excaver le canal de fuite et la centrale au-dessous du niveau du lac Léman. Le fond de la caverne est, en effet, situé à quelque 35 m en dessous du niveau de la nappe phréatique directement reliée au lac, distant de 200 m, alors que le canal de fuite de 300 m de long et de 9 m de haut se situe, pour sa partie inférieure à environ 7 m en dessous du niveau de la nappe (fig. 5).

Pour obtenir un écran étanche tout autour des ouvrages excavés et étancher les fissures de la roche, plus de 107 km de forages ont été réalisés pour injecter quelque 3800 t de ciment. Ces injections, effectuées par l’entreprise Rodio, sous-traitant de CV2-Ledi, ont commencé à l’été 2012 par les premiers essais dans le canal de fuite. Elles se sont achevées fin mars 2013. La fin des excavations a eu lieu le 31 janvier 2014 [1]. CV2-Ledi a pu alors commencer le bétonnage des sept niveaux de la caverne principale, d’une hauteur comparable à celle d’un immeuble de dix-huit étages (fig. 6).

À partir de juillet 2015, en parallèle avec les finitions de génie civil et de second œuvre, les équipements électromécaniques lourds ont été mis en place grâce à un pont roulant d’une capacité de 220 t, installé par l’entreprise Stephan SA.

 

Fig. 6. La caverne principale (a) fin de l’étape 3 pour le début des injections d’étanchéité (11 décembre 2012); (b) fin des excavations (31 janvier 2014); (c) pendant les mises en service (29 juin 2016).

La turbine

D’une puissance de 118,8 MW, la turbine Pelton fournie par l’entreprise Andritz Hydro est alimentée par cinq injecteurs dont les caractéristiques sont liées à la configuration d’un groupe ternaire, soit un arbre inférieur et un palier inférieur situés dans un manchon étanche, passant par la fosse de la turbine (fig. 7). Une fois turbinée, l’eau rejoint le canal de fuite à pression atmosphérique.

La turbine sert également à lancer la pompe, lors de l’exploitation en mode pompage. La conception hydraulique de la turbine est basée sur une référence d’Andritz Hydro. Aucun essai sur modèle n’a été jugé nécessaire, ce qui a permis de réduire les es coûts et d’obtenir d’importants gains de temps dans la phase de conception.

 

Fig. 7. Coupe d’un groupe de pompage-turbinage à axe vertical de 120 MW du projet FMHL+ (2016).

Les pompes

Début 2011, Voith Hydro a obtenu le contrat pour les deux pompes à cinq étages, tournant à 500 tr/min. Les projets de pompes multi-étages à haute chute, comme celui des FMHL, sont plutôt rares dans le monde. Il a donc fallu réaliser des essais sur modèle hydraulique pour garantir une conception hydromécanique optimale. Le test sur modèle a été effectué fin 2011 dans le laboratoire hydraulique «Brünnemühle» de Voith Hydro. Les parties fixes et tournantes ont été assemblées en atelier pour vérifier les dimensions et assurer l’ajustement. Les essais de pression ont été réalisés à 175 bar dans les ateliers Voith de Heidenheim.

Le débit unitaire pompé est de l’ordre de 11,07 à 12,08 m³/s pour une puissance de 113,3 à 116,8 MW en fonctionnement normal, avec une hauteur de chute comprise entre 837,4 et 884 m.

 

L’alternateur/moteur et le transformateur

L’alternateur/moteur synchrone d’Andritz Hydro a une puissance apparente nominale de 130 MVA à une tension nominale de 15,5 kV. L’énergie produite, tout comme l’énergie soutirée au réseau, est reliée au transformateur Siemens de 15,5/400 kV, par l’intermédiaire de barres blindées en cuivre isolées à l’air (fourniture Simelectro, 135 MVA, 15,5 kV) avec un disjoncteur de groupe ABB du côté moyenne tension. Le rotor, avec son moyeu forgé, d’un diamètre de 3,65 m, pèse 170 t, alors que le stator, d’un diamètre de 6,3 m et haut de 5,6 m, a un poids de 167 t. Les stators, montés dans une halle de Friderici SA à Tolochenaz, ont mis trois jours pour rejoindre Veytaux.

 

L’arbre vertical

L’avant-projet a permis de confirmer qu’il fallait utiliser des groupes ternaires à axe vertical. L’alternateur/moteur a été positionné en haut de l’arbre. La longueur totale de la ligne d’arbre est de 38 m. Chaque groupe est pourvu de deux paliers butées, un pour la turbine/alternateur/moteur et l’autre pour la pompe, ainsi que de quatre paliers de guidage.

L’alignement de l’arbre a été réalisé en un temps record. Dans un premier temps, à l’aide du laser tracker d’Hydro Exploitation SA, puis au moyen du Siclav d’EDF-CIH, un outil qui permet de visualiser l’axe de rotation de la ligne d’arbre et ainsi de confirmer ou d’infirmer la présence d’une anomalie géométrique de la ligne d’arbre, et même de la mesurer.

 

Les vannes sphériques

Chaque groupe est équipé de trois vannes sphériques, soit une vanne principale Andritz Hydro avant l’alimentation de la turbine (MIV-AH, diamètre 1,5 m), une vanne Andritz Hydro/D2FC à l’entrée de la pompe côté puits blindé (PDV-AH/D2FC, diamètre 1,5 m), et une vanne Andritz Hydro située en amont des vannes MIV et PDV dans la chambre des vannes (CIV-AH, diamètre 1,3 m).

 

Le contrôle-commande

L’exploitant Hydro Exploitation SA avait réalisé les nouveaux contrôles-commandes des quatre groupes de la centrale actuelle. FMHL a fait appel à leur savoir-faire pour réaliser le contrôle-commande des deux groupes de la nouvelle centrale.

 

Les postes électriques

L’ingénierie des postes a été réalisée par Alpiq Enertrans SA sous la supervision de Swissgrid, à partir du 1^er janvier 2013. Siemens a réalisé le poste GIS 220 kV; ABB le poste GIS 380 kV et a livré les deux transformateurs de 220/380 kV, alors que Nexans a fourni et posé les câbles de 380 kV reliant la nouvelle usine au poste des Chenaies.

 

La mise en service

La coordination des tests de mise en service du nouvel aménagement a été confiée à Hydro Exploitation SA, qui a travaillé directement sous la direction de projet. Un peu plus de six ans après le premier coup de pioche, les essais pour la mise en service du premier groupe ont pu commencer le 17 mars 2016. La mise sous tension du groupe à partir du réseau Swissgrid et du nouveau poste a eu lieu du 12 au 14 avril et les premiers tours de roue le 4 mai. La synchronisation du premier groupe a été effectuée le 25 mai, avec une puissance de 5 MW injectée pendant une dizaine de minutes.

Après une série de tests planifiés en mode turbinage, pompage et court-circuit hydraulique, le groupe a pu démarrer sa mise en service probatoire le 8 septembre 2016. Le second groupe, de 120 MW, a fait ses premiers tours de roue le 2 août et a été mis en service probatoire le 28 novembre 2016.

Source: Bulletin SEV/AES 11/2016

 

 

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[1] N. Rouge, A. Jaccard, G. Micoulet: Projet FMHL : à mi-chemin… Wasser Energie Luft 2/2014, pages 93-100, 2 juin 2014.

 

 

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*  Ingénieur mécanicien EPFZ-MBA, directeur FMHL, Alpiq Suisse SA

**  Ingénieur en génie civil INSA-Lyon, chef de projet FMHL+, Alpiq Suisse SA

***  Ingénieur EPFL en génie civil, ancien chef de projet FMHL+, Alpiq Suisse SA