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A la centrale hydroélectrique du Cheylas, EDF lutte contre l’envasement de son bassin de stockage d’eau

Un important chantier de gestion sédimentaire a démarré près de la centrale hydroélectrique du Cheylas, dans la vallée du Grésivaudan (Isère). Le projet, totalement financé par EDF à hauteur de 35 millions d’euros, dont la fin est prévue en 2029, vise à lutter contre l’envasement du lac du Flumet, utilisé comme retenue d’eau en amont de la centrale.

Caroline Barathon 11 octobre 2024


Après une phase de concertation citoyenne en 2023, le chantier de gestion sédimentaire du bassin du Flumet, près de la centrale hydroélectrique du Cheylas, a démarré.

Situé entre les communes d’Allevard et de Crêt-en-Belledonne (Isère), le bassin du Flumet connaît depuis plusieurs années un phénomène d’envasement. L’eau qui approvisionne le bassin de stockage de la centrale hydroélectrique du Cheylas provient de la vallée de la Maurienne, ce qui la rend extrêmement chargée en sédiments, qui s’accumulent à leur arrivée. Actuellement, entre 20 000 et 40 000 m3 de sédiments reposent au fond du lac, réduisant la capacité de stockage d’eau dans le bassin du Flumet de près d’un tiers.

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Stockage d’électricité : l’Écosse va construire une STEP aussi grande que Montézic
L’Écosse va-t-elle devenir le nouvel empire des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) ? C’est bien possible. La nation pourrait bien mettre à profit la géologie avantageuse de ses Highlands pour mieux exploiter la production de ses parcs éoliens en mer. Dernier projet en date : une STEP de 30 GWh de capacité de stockage, soit autant que la centrale française de Montézic.

Kevin CHAMPEAU 23 Mai 2024


Un bâtiment du projet de STEP de Loch Kemp en Écosse / Visuel : Statera.

L’entreprise écossaise Glen Earrach Energy Limited espère bientôt pouvoir implanter, aux abords du Loch Ness, une station de pompage turbinage d’une puissance de 2 GW qui permettrait de stocker l’équivalent de 30 GWh d’électricité. Des mensurations comparables à la STEP de Montézic en France, en service depuis 1982. Le vaste projet sera situé aux environs de Balmacaan Estate, à 25 km au sud-ouest d’Inverness. Nécessitant un investissement colossal de 2 à 3 milliards de livres sterling (2,4 à 3,5 milliards d’euros), il devrait permettre, selon les porteurs de projets, de réduire de 10 % les émissions de CO2 du réseau électrique écossais. Il pourrait également faire économiser près de 2 milliards de livres sterling en coûts de fonctionnement pour le réseau.

L’Écosse brille par sa production remarquable d’électricité renouvelable, et dispose d’un mix électrique presque entièrement décarboné. Mais parfois, des difficultés d’exportation de la production électrique obligent les opérateurs de parcs éoliens à brider les éoliennes, représentant un véritable manque à gagner.

Les projets se multiplient dans les Highlands

Pour résoudre ce problème, l’entreprise Glen Earrach Energy Limited n’est pas la seule à vouloir stocker de l’électricité en exploitant le relief des Highlands. En plus de la centrale hydroélectrique Foyers, mise en service en 1974, on dénombre pas moins de 4 projets de STEP dans la région des Lochs, dont deux se servent du Loch Ness comme réservoir haut ou bas.

La multiplication de ces projets suscite d’ailleurs des inquiétudes concernant l’éventuelle fluctuation de niveau du Loch Ness, et ses répercussions sur la faune locale. Une étude d’impact environnementale, réalisée dans le cadre du projet Loch Kemp, a indiqué que l’effet combiné des centrales de Foyer (300 MW), Loch Na Cathrach (450 MW) et Loch Kemp (600 MW) pourrait entraîner une baisse de 73 centimètres du Loch Ness tout entier. Le projet de Glen Earrach Energy Limited viendrait potentiellement augmenter ce chiffre. Néanmoins, les différents exploitants de STEP se sont montrés rassurants, avançant qu’un fonctionnement simultané des stations, bien que possible, serait très rare. Au contraire, ces stations de pompage turbinage permettraient de réguler l’eau du Loch Ness en fonction des conditions climatiques.

Greenko breaks ground on 1.4GW pumped storage project in Madhya Pradesh, India

By NS Energy Staff Writer 05 Oct 2023

To be located in the Khemla block of Neemuch district, the Indian pumped hydro storage energy storage project, which will eventually have a capacity of 1.92GW, entails an overall investment of INR115bn ($1.38bn) to be made over the next three years


India-based energy storage company Greenko Group has broken ground on a 1.44GW pumped storage project in the central Indian state of Madhya Pradesh.

The foundation stone for the pumped hydro storage energy storage project was virtually laid by Madhya Pradesh Chief Minister Shivraj Singh Chouhan.

Located in the Khemla block of Neemuch district, the Indian hydropower project entails an overall investment of INR115bn ($1.38bn) over the next three years.

The pumped storage project will have storage for 7.5 hours. Its capacity will be increased to 1.92GW with six hours of storage to provide a total storage of approximately 11GWh daily.

According to the Indian company, the project will become the largest of its kind in the country.

The hydropower facility will be an off stream open loop project. It involves the construction of a new off stream reservoir, which will be used as the upper reservoir.

The existing Gandhi Sagar Reservoir will be used as lower reservoir by the project.

Greenko Group will develop the proposed upper reservoir by building a 5,970m long and a 35m tall asphalt face rockfill embankment dam (AFRD).

Upon its completion, the pumped hydro storage energy project will have the potential to integrate over 7GW of renewable capacity.

The Indian pumped storage project is scheduled to come online by June 2025.

Greenko Group CEO and managing director Anil Chalamalasetty said: “It is a moment of great pride for Greenko that we have pioneered to deliver 24/7 dispatchable renewable energy solution, for industrial decarbonisation and energy transition.

“Achieving this is made possible through national level policy backing and the forward-thinking guidance of the Honourable Chief Minister of Madhya Pradesh, Shri Shivraj Singh Chouhan ji. Greenko is committed to facilitate a comprehensive shift towards carbon-free energy through integrated solutions.”

During the construction and following its completion, the hydropower facility is estimated to create 4,800 and 200 jobs, respectively.

Tent Mountain Renewable Energy Complex, Canada

The Tent Mountain Renewable Energy Complex (TM-REX) in southwest Alberta, Canada, is a planned renewable development that will be located at the site of a historical steelmaking coal mine called Tent Mountain Mine.

TM-REX will include three primary elements- 320MW / 4,800MWh Pumped Hydro Energy Storage (PHES); a 100MW Offsite Green Hydrogen Electrolyser; and a 100MW Offsite Wind Farm.

The construction of TM-PHES is expected to start as early as 2026 and commercial operations may begin between 2028 and 2030.



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US developer moves toward licensing for 900 MW pumped storage project
Developer rPlus Hydro has submitted an application for a final license to the US Federal Energy Regulatory Commission for the Seminoe project– a milestone reached by only a few pumped storage projects over the last 20 years.

JANUARY 27, 2023 ANNE FISCHER


Image: rPlus Hydro

rPlus Hydro, LLP, a developer of large-scale pumped storage hydro projects, announced the submission of its application for Final License to the US Federal Energy Regulatory Commission (FERC) for its 900 MW Seminoe pumped storage project located in Carbon County, Wyoming. According to rPlus Hydro, this milestone has been achieved by only six pumped storage projects in the United States since 2000.

The Seminoe pumped storage project is expected to provide 10 hours of full-output energy storage capacity and will help ensure reliability and dependability of the regional transmission grid, especially as additional wind and solar capacity comes online. With an estimated construction cost of approximately $2.5 billion, the project expects to create up to 500 skilled construction jobs in Carbon County over four to six years. Once operational, the project will provide an estimated 35 full-time skilled positions to the area and generate approximately $9 million in additional annual tax revenue for state and local governments.

Pumped storage hydroelectric storage works by pumping water from a lower to a higher reservoir during off-peak periods. This can be at night or when there is too much electricity being generated, such as by solar during the day. When power is needed, stored water flows downhill through a turbine, and that energy is harnessed to produce electricity.

“Seminoe pumped storage will be an ideal match for Wyoming’s excellent wind energy resource, and will support Wyoming’s role as an energy leader,” notes Matthew Shapiro, rPlus Hydro CEO. “It can also help ensure efficient utilization of new transmission lines that are, or will soon be, under construction, such as the Gateway lines and TransWest Express.”

In the project’s design, the lower reservoir will be the existing Seminoe Reservoir. The upper reservoir will be located in the Bennet Mountains approximately 1.7 miles east of the Seminoe Dam, and approximately 1,000 ft higher in elevation than the Seminoe Reservoir. The two reservoirs will be joined by tunnels underground.

An underground powerhouse will contain equipment to generate electricity from the power of the water as it flows from the upper reservoir through the powerhouse and on to the lower reservoir. The same equipment would be used to pump water from the lower reservoir back to the upper reservoir, enabling the system to start the cycle again when needed.

Energy for pumping, and power generated by the project, will be delivered through a new, 30-mile transmission line connecting the project with PacifiCorp’s existing Aeolus Substation, near Medicine Bow, Wyoming.

Pumped storage has been in use for more than a century, and there are currently 43 such projects operating in the United States, according to rPlus. The submission of the Final License Application is the first of several major milestones for rPlus Hydro coming in 2023. rPlus Hydro anticipates final license to be granted by March 2025, construction to begin in October 2026, and commercial operation of the first unit by June 2031, with full operation by September 2031.

rPlus Hydro’s submission of its final license application is the culmination of a multi-year study and approval process that includes in-depth engineering designs, environmental assessments, and community engagement. The filing of this application will launch an environmental review and licensing process with local, state, and federal agencies.

The company expects to submit a final license application for its White Pine Pumped Storage project, a 1,000 MW project located in White Pine County, Nevada, in the coming months.

energy_isere a écrit : ↑

25 juin 2022, 16:21

https://www.20min.ch/fr/story/la-centra ... 5239690876

il y a une superbe vidéo de 7 mn dans le lien concernant la construction, avec du Time lapse.

La centrale de Nant de Drance enfin prête à turbiner
Avec sa puissance de 900 MW, elle est considérée comme un rouage essentiel dans l’approvisionnement électrique suisse et européen.


Le coût des travaux avoisine les 2 milliards de francs.

Après quatorze ans de travaux et d’intenses phases de tests, la centrale de pompage-turbinage de Nant de Drance, en Valais, entrera en service le 1er juillet. Grâce à sa puissance de 900 MW, elle est appelée à devenir un rouage essentiel dans l’approvisionnement électrique de la Suisse et de l’Europe. Samedi, la conseillère fédérale Simonetta Sommaruga et le président du Conseil d’État valaisan Roberto Schmidt se sont rendus sur place. L’inauguration officielle et des journées portes ouvertes auront lieu en septembre.

Une gigantesque batterie

Située 600 mètres sous terre, dans une caverne, entre les lacs de retenue d’Emosson et du Vieux Emosson, la centrale de Nant de Drance dispose de six pompes-turbines d’une puissance de 150 MW chacune. La quantité d’eau turbinée, 360 m3 par seconde, correspond au débit du Rhône à Genève en été. Le lac supérieur du Vieux Emosson retient quant à lui 25 millions de m3 d’eau, ce qui représente une capacité de stockage de 20 millions de kWh. Nant de Drance fonctionnera comme une gigantesque batterie qui permet de rapidement stocker l’électricité excédentaire sur le réseau, ou produire l’énergie nécessaire lorsque la demande est supérieure à la production.

Jusqu’à 650 ouvriers au plus fort du chantier et quelque 60 entreprises ont œuvré à la réalisation de cet ouvrage alpin dont le coût avoisine les 2 milliards de francs suisses. Quatorze projets, d’un coût total de 22 millions de francs, ont été, sont ou seront réalisés afin de compenser l’impact sur l’environnement de la construction de la centrale et de la ligne à très haute tension qui la relie au réseau électrique. La plupart des mesures visent à recréer localement des biotopes spécifiques, en particulier des milieux humides.

rPlus Hydro to build 900MW Seminoe pumped storage project in Wyoming

By NS Energy Staff Writer 07 Jun 2022

The project will feature a new reservoir, an underground powerhouse, underground tunnels, an intake-outlet structure in Seminoe reservoir, and a new transmission line

rPlus Hydro has proposed plans to build the 900MW Seminoe pumped storage project in the US state of Wyoming with an investment of around $2.5bn.

In this connection, the Utah-based limited liability limited partnership submitted a draft license application for the project to be located near Rawlins in Carbon County.

The Seminoe pumped storage project will feature a new reservoir, underground tunnels, an underground powerhouse, an intake-outlet structure in Seminoe reservoir, and a new electric transmission line.

rPlus Hydro, which is a subsidiary of rPlus Energies, has filed the application through the project-specific company Black Canyon Hydro.

According to rPlus Energies, the submission of the application to Wyoming and federal agencies is part of a multi-year study and approval process. These include in-depth engineering designs, environmental assessments, as well as community engagement.
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To be built along the North Platter River, the Seminoe pumped storage project is expected to generate up to 500 construction roles over a period of 3-5 years. After its commissioning, the project will employ an estimated 35 full-time jobs.

The project’s draft license application contains an overview of the configuration and design of the proposed project, baseline studies and data, projected costs, intended construction schedules, preliminary environmental analysis, and maps.
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Rye begins development of Lewis Ridge PSH project in US
The pumped hydropower storage project is expected to invest nearly $1bn in Bell County in the US state of Kentucky


By NS Energy Staff Writer 05 Jan 2022

Rye Development has commenced the development of the Lewis Ridge closed loop pumped hydropower storage (PSH) project in Kentucky, US.

The pumped storage project will be capable of producing more than 200MW for eight hours.

It is planned to be located in Bell County. Its location is near the Cumberland River and the project site is a defunct coal strip mine in an active coal mining area.

Rye Development said that it has requested a permit for the project from the US Federal Energy Regulatory Commission (FERC). When fully permitted by the FERC, the Lewis Ridge project will get a licence to operate for 50 years, said the US-based hydropower developer.

The pumped hydropower storage project will invest around $1bn in Bell County, said Rye Development.

It will involve nearly 2,000 people for its construction over a period of three to five years followed by several dozen direct and indirect roles to sustain its operations.

Rye Development CEO Paul Jacob said: “Rye is proud to bring these types of developments to coal communities in the US — delivering on the promise of jobs in the energy transition.

“The Lewis Ridge project marks a significant step forward in the push toward a more renewable energy grid.”

According to Rye Development, closed loop pumped-storage facilities enable the movement of water between man-made lower and upper reservoirs. Water released from the upper reservoir is used for turning hydroelectric turbines for producing electricity.

The water is then collected in the lower reservoir and pumped back to the upper reservoir. The repetitive process means recycling of the same water thousands of times to generate the required energy to the grid, said the company.

Rye Development claimed that the existing site of the Lewis Ridge project has beneficial topography and is near transmission infrastructure.

The features enable the project to deliver a considerable amount of economic development benefit to nearby communities, said the hydropower developer, which has a pipeline of more than 25 projects across 10 states.

mobar a écrit : ↑

04 déc. 2019, 14:16

Ce qu'un acteur identifie comme réalisable et souhaitable à un moment donné est fonction :
- des intérêts de cet acteur (EdF n'a aucun intérêt à promouvoir ni les EnR, ni les STEP)
- des conditions technico-économiques du moment et de l'urgence (ni rentable, ni urgent pour EdF)
- de positions historiques qui sont difficilement modifiables (le nuke, le nuke, le nuke ...)

en clair, ce n'est pas auprès d'EdF qu'il faut rechercher un avis objectif sur la question, le conflit d'intérêt est évident, mais vers des acteurs indépendants

mobar a écrit : ↑

04 déc. 2019, 07:42

energy_isere a écrit : ↑

03 déc. 2019, 19:58

mobar a écrit : ↑

03 déc. 2019, 10:28

Certains parlent de multiplier par 5 ou 10 la puissance des STEP en utilisant les barrages existants

Ben non, pour faire fonctionner des steps il faut une retenue d'eau aval conséquente. Voir le système de Grand Maison et ailleurs en France.

Donc pour Utiliser des barrage existant en step ils faut en outre créer des réservoirs avals.
Et on se retrouve avec les problèmes écolos, et Nimby, et les possibilité de terrain non urbanisés.

Le volume de la retenue eau en aval, c'est le produit de la durée maximale de pompage en heures multiplié par le débit en m3/h, ça n'a rien à voir avec le volume de la retenue amont qui lui est sensé stocker pendant des mois de l'eau qui arrive continuellement à de débits non maitrisés

De plus ce volume aval peut être dimensionné en fonction des objectifs de pompage turbinage du moment et du lieu d'implantation et revu à la hausse ou à la baisse dans le temps, couplé avec du PV flottant, des éoliennes, des centrales biomasse ...