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La centrale de Vianden

Après avoir étudié un certain nombre de variantes, le site du bassin supérieur au Mont Saint-Nicolas fut définitivement retenu. La fourniture du courant de pompage par les centrales thermiques de base étant garantie et après avoir pris la décision d'exploiter la centrale de pompage en cycle journalier, le projet fut définitivement arrêté en 1959.
Le 10 juillet 1958 fut signée à Trêves la convention entre le Grand-Duché de Luxembourg et l'Etat Rhéno-Palatin concernant l'aménagement d'installations hydro- électriques sur l'Our. Un projet de loi portant approbation de cette convention et traitant des aspects techniques, économiques, juridiques et financiers fut déposé à la Chambre des Députés par le Gouvernement. Les discussions à la Chambre des Députés eurent lieu en mai 1959. Le vote de la loi intervint le 6 juin 1959.

Données générales

1. Centrale en caverne avec neuf groupes ternaires

Cet aménagement qui a été réalisé en deux étapes de construction est constitué par les ouvrages suivants:

Le bassin supérieur

Le bassin supérieur est réalisé par une digue en déblais rocheux qui entoure le plateau formé par le Mont Saint-Nicolas. Il comprend deux parties: le bassin I et le bassin II, séparés par une digue dans laquelle est insérée la prise d'eau 11, qui peut communiquer avec l'un ou l'autre de ces deux bassins. Cette disposition facilite les travaux éventuels de réfection: si l'on doit vider un des réservoirs pour des réparations, seulement une partie de la centrale est mise hors service. Cette prise d'eau alimente les groupes 5 à 9, alors que la prise d'eau I, aménagée au milieu du bassin I, assure ia liaison avec les groupes 1 à 4.
Les matériaux constituant la digue ont été obtenus sur place par l'excavation du bassin. Le couronnement de cette digue a une longueur d'environ 4,6 km. Elle a une hauteur moyenne de 14 m et une hauteur maximale de 35 m. Le volume total de retenue s'élève à 7,2 mio de m3.
La hauteur de la tranche d'eau utile est d'environ 16 m, ce qui correspond à un volume utile de 6,8 mio de m3. L'étanchéité des réservoirs a été obtenue au moyen d'un tapis bitumineux en deux couches d'une surface de l'ordre de 500.000 m2.

Le bassin inférieur

Le bassin inférieur est formé par un barrage du type barrage-poids d'une hauteur de 30 m, situé à Lohmuhle, à environ 1 km en amont de Vianden. La retenue d'eau ainsi créée dans la vallée de l'Our s'étend sur une longueur de 8 km. La chute formée par ce barrage, soit environ 23 m, permet l'utilisation des apports naturels de l'Our dans une petite centrale installée au pied du barrage. Le courant ainsi produit sert à couvrir une partie des besoins des services auxiliaires de la centrale de Vianden.
La capacité totale du bassin inférieur s'élève à environ 10 mio de m3. Pour laisser passer le débit de crue, estimé à 500 m3/s (crue centenaire), le barrage est équipé en plus des deux groupes de la petite centrale, de trois vannes à jet creux, de deux vannes pointeaux et d'un déversoir permettant d'assurer un débit global jusqu'à 540 m3/s.
Un petit barrage de retenue, muni de deux vannes à clapet, à la hauteur des villages de Stolzernbourg et de Keppeshausen, constitue la limite amont du lac. Il est équipé d'une micro-centrale à 2 turbines ayant une puissance totale de 65 kW à une chute de 3 rn et un débit de 4 m3/s.

Le système de conduites et de galeries

Un système de conduites et de galeries relie les deux bassins supérieurs à la caverne et au bassin inférieur. Ce système se compose de:

  • deux conduites inclinées, d'un diamètre intérieur respectivement de 6 rn et 6,5 m, partant des bassins supérieurs vers les distributeurs-collecteurs, amenant l'eau aux différentes machines. Les conduites sont blindées sur toute la longueur. La première conduite, avec une longueur de 652 m, alimente les groupes 1 à 4 tandis que la deuxième, d'une longueur de 856 m, est reliée aux groupes 5 à 9,
  • deux galeries de restitution, reliant les turbines et pompes au bassin inférieur.

La centrale en caverne

La centrale en caverne, d'une longueur de 330 m, d'une largeur de 17 rn et d'une hauteur excavée de 30 m a été réalisée pour l'installation de neuf groupes à axe horizontal d'une puissance unitaire de 100.000 kW en service turbine. Chaque groupe comprend une turbine, un alternateur-moteur, une pompe, un accouplement débrayable et une petite turbine permettant de faire démarrer la pompe et de l'amener au synchronisme.
Chaque groupe est relié à un transformateur qui élève la tension de 13,8 kV à 220 kV. Ces transformateurs sont installés dans une caverne spéciale. L'acheminement de l'énergie s'effectue par des câbles à huile jusqu'au poste extérieur et de là au réseau RWE par deux lignes aériennes 220 kV à deux ternes.

Les travaux d'exécution du projet ont été poursuivis de 1959 à 1964. Tant les études que l'exécution furent le résultat d'une étroite collaboration avec les services de SEO d'une part et de RWE d'autre part. La Société Générale pour l'Industrie (SGI) fut chargée de la coordination. Les études de génie civil et la surveillance des chantiers principaux furent confiées à l'ingénieur-conseil Lahmeyer, Francfort.
Dans l'exécution des missions qui ont été confiées à SEO, celle-ci a été secondée efficacement par le département "Wasserkraft" de RWE, qui en même temps lui a fourni un appui logistique.
Les études concernant les équipements électro-mécaniques, ainsi que l'étude et la surveillance de la construction du barrage de Lohmuhle furent attribuées à SOPADE, société groupant les plus importants bureaux d'ingénieurs belges, à savoir la Société Financière de Transports et d'Entreprises Industrielles (SOFINA), la Société Traction & Electricité (TE), la Compagnie Générale d'Entreprises Electriques Industrielles (ELECTRO-BEL), le Bureau d'Etudes Industrielles F. Courtoy (BEI).
Les marchés, tant pour le génie civil que pour les fournitures d'équipement, furent l'objet d'une concurrence internationale, ce qui permit d'obtenir des conditions particulièrement avantageuses.
Le montant total des investissements pour la centrale, non comprises les lignes aériennes, s'éleva approximativement à 4.500 mio de francs luxembourgeois, ce qui correspond à un coût très avantageux de 5.000.- fr par kW installé.

Les immobilisations sont réparties de la façon suivante:

  • travaux de génie civil 37%
  • équipement électro-mécanique (y compris le blindage de la conduite forcée) 46%
  • achats de terrains et déplacement de routes 5%
  • frais d'études et de direction des travaux 5%
  • frais immatériels 7%

Comparé au coût par kW installé d'autres aménagements similaires, le coût spécifique de la centrale de Vianden peut être considéré comme très bas, ce qui est dû en particulier aux circonstances suivantes:

  • conditions topographiques et géologiques favorables ayant conduit à des galeries d'adduction relativement courtes et ayant facilité la réalisation d'ouvrages souterrains,
  • puissance par groupe et puissance totale élevées,
  • recherche de solutions simples et économiques, tout en assurant la sécurité et le rendement voulus,
  • concurrence internationale, tant pour les travaux que pour l'équipement

La mise en eau du bassin inférieur eut lieu dans le courant du printemps 1962, mettant à profit les hautes eaux de l'Our à ce moment-là. Le remplissage des deux bassins supérieurs fut effectué successivement pendant l'été 1962 et l'automne 1963.
La mise en service des quatre premiers groupes s'échelonna durant l'hiver 1962/1963 et celle des cinq derniers groupes s'effectua pendant l'hiver 1963 et au printemps 1964.
L'inauguration officielle de la centrale a eu lieu le 17 avril 1964, en présence de la Famille Grand-Ducale, du Gouvernement luxembourgeois et de membres du Gouvernement Rhéno Palatin. Parmi les membres du Gouvernement luxembourgeois Monsieur Pierre Werner, Ministre d'Etat et Président du Gouvernement, Monsieur Pierre Grégoire, Ministre des Transports et de l'Energie et Monsieur Robert Schaffner, Ministre des Travaux Publics ont été particulièrement attachés à la réalisation du projet dans sa phase finale. L'annexe 30 donne le texte de quelques-unes des allocutions qui furent prononcées à cette occasion.
A part les mises au point de détail que nécessite inévitablement une réalisation de cette importance, la centrale de Vianden fonctionne depuis lors de façon très satisfaisante; le rendement moyen global dépasse 74%.

Grâce à sa situation favorable à proximité des grands centres de consommation et des centrales de production importantes, la centrale de Vianden joue un rôle croissant pour la valorisation de l'énergie, le réglage de la fréquence-puissance du réseau et comme réserve momentanée.
Un rapport luxembourgeois a été présenté à la conférence mondiale de l'énergie en 1964 qui analysait l'incidence d'un aménagement hydro-électrique d'accumulation par pompage du type de la centrale de Vianden sur i'éconornie d'un réseau électrique à production thermique.

2. Extension de l'aménagement : centrale en puits avec groupe réversible

Pendant les travaux de construction de 1959 à 1964, toutes les dispositions avaient déjà été prévues pour l'installation d'un dixième groupe dans un puits séparé à proximité de la centrale existante, utilisant les mêmes bassins inférieur et supérieur.
La décision de construire le dixième groupe a été prise le 2 octobre 1969 et les travaux de construction ont été entamés en mars 1970. La mise en exploitation définitive a eu lieu en automne 1976.
La prise d'eau supérieure pour l'alimentation de ce groupe a déjà été aménagée lors de la construction du bassin supérieur II, ce qui permit de réaliser cette extension sans déranger l'exploitation de la centrale existante avec ses neuf groupes.

Les données générales de cette extension sont les suivantes:

La conduite forcée

La conduite forcée possède une longueur de 1.375 m et un diamètre intérieur de 4,5 m. Elle est blindée sur tout son parcours.

La centrale "en puits"

La centrale "en puits" d'une profondeur de 50 m à proximité du bassin inférieur, près du pont de Bivels-mühle, a un diamètre intérieur de 22 m et abrite l'équipement électro-mécanique. La liaison entre cette centrale et le bassin inférieur est réalisée par une galerie de fuite de 78 m de longueur.

La turbine-pompe

L'unité hydraulique est constituée d'une turbine-pompe réversible à axe vertical d'une puissance unitaire d'environ 200.000 kW.
Le groupe ne comprend pas de moteur auxiliaire pour le démarrage en pompe. La machine principale est utilisée elle-même comme moteur asynchrone de lancement.
Une ligne à 220 kV établit la liaison entre cette centrale et le réseau.
Tout comme pour les travaux de construction de la centrale en caverne, tant les études que l'exécution furent une fois de plus le résultat d'une étroite collaboration internationale. Le bureau d'ingénieur-conseil Lahmeyer, Francfort, a été chargé des études de génie civil et de l'équipement mécanique ainsi que de la surveillance du chantier. Les études concernant l'équipement électrique furent confiées à l'ingénieur-conseil SGI, Genève. Dans le cadre de cette extension, le soutien par le département "Wasserkraft" de RWE a été de nouveau d'une grande utilité.
Le coût d'investissement du 10e groupe n'atteint même pas 900 mio de francs luxembourgeois pour un coût spécifique de 4.500.- fr par kW installé.

Ces investissements se répartissent de la façon suivante:

  • travaux de génie civil 36%
  • équipement électro-mécanique (y compris le blindage de la conduite forcée) 48%
  • achats de terrains 1%
  • frais d'études et de direction des travaux 11%
  • autres frais 4 %

3. Caractéristiques techniques

    groupes 1-9 groupe 10 total
Nombre de groupes   9 1 10
Hauteur de chute maximale m 290 291,3 * 291,3 *
Hauteur de chute minimale m 267 266,5 * 266,5 *
Débit nominal en service turbine m3/s 9 x 39,5 77 432,5
Débit nominal en service pompe m3/s 9 x 21 74 263
Puissance en service turbine kW 9 x 100.000 200.000 1.100.000
Puissance en service pompe kW 9 x 69.000 215.000 836.000
Puissance électrique installée
des alternateurs et transformateurs
kVA 9 x 115.000 230.000 1.265.000
Plage de réglage disponible kW 1.521.000 415.000 1.936.000
Cycle de pompage   journalier journalier journalier
Durée d'utilisation journalière des turbines h - - env. 4 1/4
Durée d'utilisation annuelle des turbines h - - env. 1.500
Durée d'utilisation journalière des pompes h - - env. 7 1/4
Production annuelle d'énergie de pointe,
valeur nominale
mio kWh 1.350 300 1.650
Consommation annuelle d'énergie de pompage,
valeur nom.
mio kWh 1.825 405 2.230
Rendement global de l'aménagement % 74 74 74

* avec la mise en service de la dixième machine en 1976, les cotes des retenues ont été modifiées.

 

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© SEO 2004Dernière mise à jour: 11.08.2004 15:49 Contactez nous: Haut de pagePage d'accueil