Travail de Bachelor 2026 – Gregory Sauthier
Dans un système électrique intégrant une part croissante de productions renouvelables variables, la flexibilité des centrales hydroélectriques joue un rôle essentiel pour assurer l’équilibre du réseau. L’optimisation d’aménagements existants constitue ainsi un levier particulièrement intéressant pour augmenter cette flexibilité sans nécessiter la construction de nouvelles infrastructures.
Ce travail de Bachelor, réalisé en collaboration avec les Forces Motrices Valaisannes (FMV), s’intéresse à la centrale hydroélectrique de Mörel et étudie différentes possibilités permettant d’améliorer son exploitation et sa participation aux services système. L’étude porte notamment sur le réglage primaire et tertiaire, tout en tenant compte des contraintes hydrauliques et mécaniques associées à une exploitation plus flexible
Caractérisation du fonctionnement de la centrale
Une première partie du travail a consisté à analyser plusieurs années de données d’exploitation afin de caractériser le fonctionnement réel de l’aménagement. Une incohérence du capteur de débit entrant ayant été identifiée, les débits horaires de 2023 à 2025 ont été reconstruits à partir des relations puissance-débit obtenues lors de mesures sur site. Cette analyse a notamment permis de confirmer un débit minimal d’exploitation correspondant à environ 25 % du débit maximal et de mieux caractériser la disponibilité de la ressource hydraulique au cours de l’année.
La capacité de la centrale à participer au réglage primaire a ensuite été évaluée en confrontant trois approches complémentaires : simulations hydrauliques 1D, essais sur modèle réduit et mesures réalisées directement sur la centrale dans le cadre du projet SmallFLEX Goms. Les résultats convergent vers une capacité de réglage primaire de 3 MW par groupe, sous réserve de disposer d’un apport d’eau suffisant dans le réservoir d’Eggen.
L’exploitation à charge partielle soulève également la question de la cavitation des turbines Francis. Des mesures de pression et de bruit dans les aspirateurs ont permis d’identifier les régimes les plus sensibles. L’analyse montre notamment que le relèvement du niveau d’eau aval constitue un levier intéressant pour réduire le risque de cavitation sans modification de la turbine : une augmentation d’un mètre du niveau aval permettrait d’augmenter d’environ 10 kPa la pression en sortie de roue.
Valoriser les orifices compensateurs pour le réglage tertiaire
Une autre piste étudiée consiste à augmenter la capacité de réglage tertiaire de la centrale. La solution proposée repose sur la réutilisation des orifices compensateurs existants comme by-pass des turbines. Trois systèmes permettant leur ouverture commandée ont été conçus et dimensionnés : hydromécanique, magnétique et électromécanique.
L’actionnement hydromécanique apparaît comme la solution la plus intéressante : il conserve la fonction de sécurité initiale de l’orifice compensateur, ne nécessite aucune alimentation extérieure et permet une fermeture par gravité. Cette solution a également été comparée à la construction d’un nouveau by-pass équipé d’une vanne dissipatrice.
Un potentiel économique significatif
Enfin, un modèle économique basé sur les données réelles de production 2023–2025 et les marchés des services système a permis d’évaluer la valeur de cette flexibilité supplémentaire.
Le passage du plafond de réglage tertiaire de 30 à 60 % de la puissance maximale pourrait augmenter les recettes annuelles de 1,4 à 2,5 %, tandis que l’introduction du réglage primaire apporterait 0,6 à 1,4 % supplémentaires. La combinaison des deux services conduit à une augmentation estimée des recettes de 2,4 à 3,2 % par année.
Ce travail montre ainsi comment une meilleure connaissance du comportement hydraulique d’un aménagement existant, associée à des adaptations ciblées de ses équipements, peut permettre d’accroître sa flexibilité et sa valeur pour le réseau électrique tout en valorisant les infrastructures existantes.
