Centrale de Guangzhou
| Pays | |
|---|---|
| Province | |
| Ville sous-provinciale | |
| Ville-district | |
| Nom (en langue locale) |
广州抽水蓄能电站 |
| Coordonnées | |
| Cours d'eau |
Liuxihe |
| Vocation | |
|---|---|
| Opérateur | |
| Date du début des travaux |
Mai 1989 |
| Date de la fin des travaux |
Mars 1997 |
| Date de mise en service |
Juin 2000 |
| Coût |
5,8 milliards de yuans |
| Hauteur (fondation) |
68 m |
|---|---|
| Longueur |
318,5 m |
| Volume |
24,08 millions de m³ |
|---|---|
| Superficie |
1,2 ha |
| Type de centrale | |
|---|---|
| Hauteur de chute |
535 m |
| Nombre de turbines-pompes |
8 x 300 MW |
| Type de turbines-pompes |
Francis réversible |
| Puissance installée |
2 400 MW |
| Production annuelle |
3,8 TWh/an |
| Site web |
|---|
  |
 |
La centrale hydroélectrique de Guangzhou, appelée aussi centrale de pompage-turbinage de Guangdong, est une centrale hydroélectrique de pompage-turbinage (ou STEP) à Lutian, dans le district de Conghua, à 120 km au nord-est de Canton (ou Guangzhou) dans la province du Guangdong, au sud de la Chine[1]. L'eau utilisée par la centrale est prélevée dans la rivière Liuxi, un affluent de la Rivière des Perles dont le bassin est situé au nord-est de Canton[2].
Avec une puissance installée de 2 400 MW, elle se classe classe au 2e rang des centrales de pompage-turbinage de Chine et au 3e rang mondial.
Historique[modifier | modifier le code]
La construction de la phase I (4 premières turbines, importés de France : Neyrpic) a débuté en et s'est terminée en ; les quatre premiers groupes ont été mis en marche en 1994 (phase I)[2].
Les travaux de la phase II (4 turbines, importés d'Allemagne : Voith), commencés en , se sont achevés en ; les groupes 5, 6 et 7 ont été mis en service de à mars 2000, le 8e en juin 2000[1].
Entités propriétaire et cliente[modifier | modifier le code]
La centrale a été construite par la joint-venture Guangdong Pumped Storage Joint Venture Company (GPSJVC) créée en 1988 par trois actionnaires : Guangdong Power Holding Company (GPHC ; 54 %), Guangdong Nuclear Investment Company (GNIC ; 23 %) et State Development and Investment Company (23 %)[1].
L'électricité produite est vendue en partie (25 %) à China Light and Power, l'entreprise électrique de Hong Kong[3].
Caractéristiques techniques des réservoirs[modifier | modifier le code]
La centrale est alimentée en eau par un réservoir supérieur, retenu par un barrage d'enrochements étanché par un voile de béton, haut de 68 m, long de 318,5 m et épais de 7 m à sa base ; la surface du plan d'eau atteint 1,2 km2. Son bassin versant est de 5,2 km2, l'altitude maximale de son plan d'eau de 816,8 m et son volume de stockage de 24,08 millions de m³ ; sa cote minimale est de 797 m et le volume minimal de 23,40 millions de m3[2].
L'eau du réservoir supérieur est transférée via les 2 conduites forcées à la centrale, située à m sous terre, où elle produit l'électricité, puis est déversée dans le réservoir inférieur.
Le réservoir inférieur, d'une capacité de 23,4 millions de m³, est retenu par un barrage en béton compacté au rouleau (BCR), haut de 43,5 m, long de 153 m et épais de 7 m ; la surface du plan d'eau atteint 1,6 km2. Son bassin versant a une surface de 13,2 km2, l'altitude maximale de son plan d'eau de 287,4 m et son volume de stockage de 23,42 millions de m3 ; sa cote minimale est de 275 m et le volume minimal de 0,63 million de m3[2].
L'eau turbinée est ensuite à nouveau pompée par les turbines/pompes vers le réservoir supérieur pour réutilisation.
Conduites forcées[modifier | modifier le code]
Les deux conduites forcées en acier enrobé de béton se ramifient à l'arrivée dans la centrale en quatre conduites chacune pour alimenter en eau les huit turbines.
Centrale électrique[modifier | modifier le code]
La centrale souterraine est constituée d'une caverne de 21 m × 48,7 m × 152 m, équipée de 8 turbines-pompes de 300 MW chacune ; la puissance installée totale est donc de 2 400 MW. Une deuxième caverne de 17,2 m x 17,3 m x 138,1 m contient les transformateurs. La centrale est reliée au réseau en 500 kV à la station de Zengcheng[1].
Aspects économiques[modifier | modifier le code]
Le coût de la phase II a été de 424 millions de U.S.$, inférieur de 7 % au coût estimé lors de la préparation du projet ; ce coût de 352 US$/kW installé est très inférieur à celui de projets comparables en Chine (660 US$/kW) et a fortiori dans les pays développés (1 000 US$/kW). La Banque asiatique de développement a financé 228 millions de U.S.$, soit 54 % du total, par un prêt à 15 ans[4].
Transfert d'énergie par pompage[modifier | modifier le code]
La production électrique brute annuelle de la centrale s'élevait à 1,1 TWh en 1995, à l'issue de la mise en service de la première phase, à 2,9 TWh en 2000, peu avant son achèvement, et à 3,8 TWh depuis sa livraison complète[1],[5].
Notes et références[modifier | modifier le code]
- (en) Banque Asiatique de Développement, « Project completion report on the Guangzhou pumped storage stage II project », sur adb.org, (consulté le )
- (en)Guangzhou Pumped Storage Power Station, sur le site Chincold (Chinese National Committee on Large Dams) consulté le 9 septembre 2013.
- (en)Guangzhou Pumped Storage Power Station, sur le site de China Light and Power (CLP) consulté le 9 septembre 2013.
- (en)PROJECT COMPLETION REPORT on the GUANGZHOU PUMPED STORAGE STAGE II PROJECT, sur le site de la banque Asiatique de Développement consulté le 9 septembre 2013.
- « Meeting the demand - International Water Power », sur www.waterpowermagazine.com (consulté le )
- (en) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en anglais intitulé « Guangdong Pumped Storage Power Station » (voir la liste des auteurs).
