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Production d'électricité - Éolienne - 390 kW - Réseau isolé / Canada
Mandat de l'étude de cas
Vous êtes un promoteur qui examine la possibilité de construire un parc éolien afin de fournir de l'électricité à une communauté insulaire hors réseau. Pour répondre à ses besoins actuels en électricité, cette communauté utilise entre une à trois génératrices diesel de 925 kW dont le rendement énergétique moyen est d'environ 4 kWh par litre. Vous souhaitez entreprendre des discussions avec la compagnie d'électricité qui gère ce système et lui offrir de réduire sa consommation de carburant diesel, en période de vent, en alimentant le réseau électrique de la communauté à l'aide de 6 éoliennes de 65 kW remises en état et à régulation par décrochage aérodynamique.
Vous savez que l'exploitation des génératrices diesel à faible charge n'est pas recommandée pour des raisons de fiabilité, de risque de panne et de vieillissement prématuré des génératrices. Vous vous attendez donc à ce que la compagnie d'électricité hésite à faire fonctionner ses génératrices à un niveau de puissance inférieur à 30 % de leur puissance nominale (niveau de charge minimal des génératrices). Pour répondre à cette exigence, votre système comprendra une charge de lissage et un régulateur automatique qui dissiperont le surplus de production d'énergie éolienne sous forme de chaleur, chaque fois que la production des éoliennes sera supérieure à la charge de la communauté non satisfaite par les génératrices opérant à leur niveau de charge minimal.
Données techniques
L'île de 700 habitants, qui formaient auparavant une communauté isolée de pêcheurs, se trouve à environ 10 km au large de la côte sud de Terre-Neuve, au Canada.
Les vents sont généralement forts le long de cette côte. Une station météorologique située à environ 23 kilomètres de l'île indique une vitesse moyenne de vent à long terme de 6,5 m/s à 10 m de hauteur. Cependant, sur l'île de Ramea on observe une vitesse moyenne du même ordre à une hauteur de 25 m (la hauteur du moyeu des éoliennes). De plus, les vents ont tendance à y être sensiblement plus forts en hiver qu'en été.
La demande annuelle d'électricité sur l'île est d'environ 4 300 MWh, la charge de pointe est de 1 200 kW et la charge minimale d'environ 200 kW. Une estimation de la courbe annuelle de charge classée est présentée sur la figure. La charge mensuelle moyenne pendant les mois d'hiver est presque deux fois plus grandes que pendant les mois d'été.
Données financières
Vous allez demander à la compagnie d'électricité de vous payer sur la base des économies de carburant qu'elle réalisera. Le prix actuel du carburant diesel à la livraison est d'environ 0,775 $ par litre et vous vous attendez à une augmentation du prix à un taux légèrement plus élevé que le taux d'inflation. La compagnie d'électricité va garder les crédits de réduction d'émissions de gaz à effet de serre sur les 20 ans de durée de vie du projet.
Vous prévoyez financer environ 70 % des coûts d'investissement par un emprunt. Vous espérez obtenir un prêt sur 15 ans avec un taux d'intérêt de 7,5 %. L'impôt sur le revenu de votre société est de 35 %. Vous allez déprécier les coûts d'investissement du projet selon la méthode de l'amortissement dégressif à un taux de 30 %.
En raison des risques impliqués dans ce projet, vous ne vous engagerez pas à moins d'obtenir un taux de rendement élevé, c'est-à-dire excédant 15 %.
Préparez une étude RETScreen, justifiez les hypothèses nécessaires à l'étude et tirez les faits saillants de cette analyse.
Mandat de l'étude de cas
Vous êtes un promoteur qui examine la possibilité de construire un parc éolien afin de fournir de l'électricité à une communauté insulaire hors réseau. Pour répondre à ses besoins actuels en électricité, cette communauté utilise entre une à trois génératrices diesel de 925 kW dont le rendement énergétique moyen est d'environ 4 kWh par litre. Vous souhaitez entreprendre des discussions avec la compagnie d'électricité qui gère ce système et lui offrir de réduire sa consommation de carburant diesel, en période de vent, en alimentant le réseau électrique de la communauté à l'aide de 6 éoliennes de 65 kW remises en état et à régulation par décrochage aérodynamique.
Vous savez que l'exploitation des génératrices diesel à faible charge n'est pas recommandée pour des raisons de fiabilité, de risque de panne et de vieillissement prématuré des génératrices. Vous vous attendez donc à ce que la compagnie d'électricité hésite à faire fonctionner ses génératrices à un niveau de puissance inférieur à 30 % de leur puissance nominale (niveau de charge minimal des génératrices). Pour répondre à cette exigence, votre système comprendra une charge de lissage et un régulateur automatique qui dissiperont le surplus de production d'énergie éolienne sous forme de chaleur, chaque fois que la production des éoliennes sera supérieure à la charge de la communauté non satisfaite par les génératrices opérant à leur niveau de charge minimal.
Données techniques
L'île de 700 habitants, qui formaient auparavant une communauté isolée de pêcheurs, se trouve à environ 10 km au large de la côte sud de Terre-Neuve, au Canada.
Les vents sont généralement forts le long de cette côte. Une station météorologique située à environ 23 kilomètres de l'île indique une vitesse moyenne de vent à long terme de 6,5 m/s à 10 m de hauteur. Cependant, sur l'île de Ramea on observe une vitesse moyenne du même ordre à une hauteur de 25 m (la hauteur du moyeu des éoliennes). De plus, les vents ont tendance à y être sensiblement plus forts en hiver qu'en été.
La demande annuelle d'électricité sur l'île est d'environ 4 300 MWh, la charge de pointe est de 1 200 kW et la charge minimale d'environ 200 kW. Une estimation de la courbe annuelle de charge classée est présentée sur la figure. La charge mensuelle moyenne pendant les mois d'hiver est presque deux fois plus grandes que pendant les mois d'été.
Données financières
Vous allez demander à la compagnie d'électricité de vous payer sur la base des économies de carburant qu'elle réalisera. Le prix actuel du carburant diesel à la livraison est d'environ 0,775 $ par litre et vous vous attendez à une augmentation du prix à un taux légèrement plus élevé que le taux d'inflation. La compagnie d'électricité va garder les crédits de réduction d'émissions de gaz à effet de serre sur les 20 ans de durée de vie du projet.
Vous prévoyez financer environ 70 % des coûts d'investissement par un emprunt. Vous espérez obtenir un prêt sur 15 ans avec un taux d'intérêt de 7,5 %. L'impôt sur le revenu de votre société est de 35 %. Vous allez déprécier les coûts d'investissement du projet selon la méthode de l'amortissement dégressif à un taux de 30 %.
En raison des risques impliqués dans ce projet, vous ne vous engagerez pas à moins d'obtenir un taux de rendement élevé, c'est-à-dire excédant 15 %.
Préparez une étude RETScreen, justifiez les hypothèses nécessaires à l'étude et tirez les faits saillants de cette analyse.
Solution
Le fichier de données sélectionné dans la base de données de projets RETScreen présente la solution élaborée. L'utilisateur télécharge automatiquement la base de données de projets en téléchargeant le logiciel RETScreen.
Notes explicatives
Résultats
En 2004, Frontier Power Systems a construit un petit parc éolien à proximité de la communauté Ramea, à Terre-Neuve, Canada. La communauté de 700 habitants, un village de pêcheurs, est située sur une île à 10 km de la côte sud de Terre-Neuve. Avant la construction du parc, toute l'électricité était fournie par des génératrices diesel, propriétés de Newfoundland and Labrador Hydro qui en assure l'exploitation. Le parc éolien produit de 10 à 13 % des 4 300 MWh consommés annuellement par la communauté, ce qui réduit la quantité de carburant achetée pour les génératrices diesel. Newfoundland and Labrador Hydro paie Frontier Power Systems en fonction des économies réalisées sur le carburant diesel par le parc éolien. En tant que projet d'énergie renouvelable innovant, le système Ramea a reçu une aide financière de Ressources naturelles Canada pour tester le nouveau système hybride éolien-diesel WDICS (Wind-Diesel Integrated Control System). Pour plus d'information, consulter le Vidéo RETScreen (2:02 minutes).
Description du système
Le parc éolien comprend 6 éoliennes de 65 kW, une charge de lissage et un système de régulation automatique avancé. Les éoliennes sont des Windmatic WM15S à régulation par décrochage aérodynamique qui ont été remises en état et montées sur des tours en treillis métalliques; la hauteur du moyeu est de 25 m. Des éoliennes usagées ont été utilisées afin de minimiser le coût d'investissement total.
Le contrôleur WDICS a pour rôle, entre autres, d'ajuster la puissance dissipée dans la charge de lissage variable. La charge est réglable par incrément de 1 kW entre 0 et approximativement 200 kW. Le système de contrôle dissipe la production d'énergie éolienne dans la charge de lissage pour que les génératrices diesel fonctionnent au moins à 30 % de leur puissance nominale; au-dessous de cette charge, le fonctionnement des génératrices diesel est dangereux et peu fiable ; de plus, cela peut accélérer le vieillissement des génératrices. Un système de contrôle sophistiqué gère et enregistre l'opération du parc éolien. Le contrôleur WDICS, fourni par Frontier Power Systems, est basé sur la technologie développée par le site d'essais sur l'énergie éolienne de l'Atlantique, une organisation gouvernementale canadienne basée à l'Île-du-Prince-Édouard.
Leçons à tirer
Peu de systèmes éoliens ont été intégrés dans des réseaux électriques isolés alimentés par des génératrices diesel. Les compagnies d'électricité canadiennes s'inquiètent donc de la fiabilité des systèmes éolien-diesel et de la qualité de l'électricité produite. La préoccupation principale est d'utiliser une technologie immature qui pourrait affecter autant la stabilité du système électrique que le fonctionnement des génératrices diesel. Dans certains cas, le coût additionnel du système de contrôle et d'automatisation peut rendre un système hybride éolien-diesel irréalisable d'un point de vue financier. La réalisation avec succès de projets de démonstration, conçut en gardant à l'esprit les critères des compagnies d'électricité pour répondre aux préoccupations sur la fiabilité et les performances permettront aux compagnies d'électricité de développer l'expertise dans le contrôle et l'opération de ces systèmes hybrides. Ainsi les compagnies d'électricité montreront plus d'intérêt envers la technologie éolien-diesel lorsque cette technologie deviendra clairement une option fiable et rentable pour les communautés hors réseau.
Photo
Turbines éoliennes - 6 x 65 kW - Communauté insulaire isolée, Terre-Neuve, Canada
Références
Le fichier de données sélectionné dans la base de données de projets RETScreen présente la solution élaborée. L'utilisateur télécharge automatiquement la base de données de projets en téléchargeant le logiciel RETScreen.
Notes explicatives
- Les données de température moyenne et de pression atmosphérique à St. John's, Terre-Neuve, ont été utilisées pour la modélisation. C'est la station météorologique la plus proche du projet qui fait partie de la base de données RETScreen.
- La courbe de puissance de l'éolienne Windmatic a été utilisée. Cette éolienne n'est pas dans la base de données RETScreen, mais les résultats changeraient très peu si une autre éolienne à régulation par décrochage aérodynamique de 65 kW (telle que le modèle Entegrity Wind Systems AOC 15/50) était utilisée à la place. Les tours en treillis métalliques de 25 m de hauteur sont typiques pour ces machines relativement petites.
- Il est assez difficile d'estimer le taux d'absorption d'énergie éolienne à partir des informations fournies. Le travail s'en trouve simplifié si l'on suppose que la production d'énergie éolienne n'est pas corrélée avec la charge de la communauté. Cependant, on sait qu'il existe une corrélation positive entre la charge et la vitesse du vent. L'hypothèse précédente devrait donc induire une sous-estimation du taux d'absorption.
- Une démarche simple pour trouver le taux d'absorption d'énergie éolienne est présentée ci-dessous. Bien que cette méthode donne de bons résultats, il est à noter que dans ce cas précis elle n'est pas rigoureuse et pourrait conduire à de sérieuses erreurs dans d'autres situations :
- Ajuster le taux d'absorption d'énergie éolienne à 100 % et calculer la production moyenne des éoliennes en se basant sur le facteur d'utilisation fourni par RETScree (c'est-à-dire : un facteur d'utilisation de 31 % avec un taux d'absorption de 100 % x la puissance nominale de 390 kW donnent une puissance moyenne de 121 kW). Cela signifie que la partie de l'absorption d'énergie des pertes diverses est de 0 %, les pertes diverses étant de 2 - 6 %.
- Trouver la puissance « typique » correspondant à la combinaison du parc éolien et de la centrale diesel fonctionnant au niveau de charge minimal des génératrices (c'est-à-dire 121 kW plus 280 kW qui font approximativement 400 kW).
- Supposer, lorsque la charge de la communauté est supérieure à 400 kW que toute la production des éoliennes est utilisée par la charge. Lorsque la charge de la communauté est inférieure à 400 kW, supposer que toute la production éolienne est redirigée vers la charge de lissage. La courbe de charge classée indique que la charge est au-dessous de 400 kW environ 35 % du temps, ce qui donne un taux d'absorption d'énergie éolienne d'environ 65 %.
- Le taux d'absorption d'énergie éolienne a été ajusté à 70 % (c'est-à-dire des pertes diverses de 30 %) pour tenir compte de la corrélation positive entre la puissance éolienne fournie et la charge communautaire dont ne tient pas compte la méthode présentée ci-dessus. Un résultat plus précis pourrait être obtenu si les variations saisonnières de la vitesse moyenne du vent et des courbes de puissance classée étaient connues.
- Les coûts d'exploitation et d'entretien ont été estimés en multipliant l'énergie éolienne captée (803 MWh) par un coût d'entretien global de 0,025 $/kWh.
- Le prix de l'électricité exportée est obtenu en divisant le prix du carburant au litre, par l'énergie produite pour un litre de carburant (c'est-à-dire 0,19 $/kWh).
- Un coût de 1 200 $/kW a été utilisé pour les éoliennes remises en état. Ce prix est considérablement plus bas que le prix d'une éolienne neuve de caractéristiques nominales identiques, qui est d'environ 2 200 $/kW.
Résultats
En 2004, Frontier Power Systems a construit un petit parc éolien à proximité de la communauté Ramea, à Terre-Neuve, Canada. La communauté de 700 habitants, un village de pêcheurs, est située sur une île à 10 km de la côte sud de Terre-Neuve. Avant la construction du parc, toute l'électricité était fournie par des génératrices diesel, propriétés de Newfoundland and Labrador Hydro qui en assure l'exploitation. Le parc éolien produit de 10 à 13 % des 4 300 MWh consommés annuellement par la communauté, ce qui réduit la quantité de carburant achetée pour les génératrices diesel. Newfoundland and Labrador Hydro paie Frontier Power Systems en fonction des économies réalisées sur le carburant diesel par le parc éolien. En tant que projet d'énergie renouvelable innovant, le système Ramea a reçu une aide financière de Ressources naturelles Canada pour tester le nouveau système hybride éolien-diesel WDICS (Wind-Diesel Integrated Control System). Pour plus d'information, consulter le Vidéo RETScreen (2:02 minutes).
Description du système
Le parc éolien comprend 6 éoliennes de 65 kW, une charge de lissage et un système de régulation automatique avancé. Les éoliennes sont des Windmatic WM15S à régulation par décrochage aérodynamique qui ont été remises en état et montées sur des tours en treillis métalliques; la hauteur du moyeu est de 25 m. Des éoliennes usagées ont été utilisées afin de minimiser le coût d'investissement total.
Le contrôleur WDICS a pour rôle, entre autres, d'ajuster la puissance dissipée dans la charge de lissage variable. La charge est réglable par incrément de 1 kW entre 0 et approximativement 200 kW. Le système de contrôle dissipe la production d'énergie éolienne dans la charge de lissage pour que les génératrices diesel fonctionnent au moins à 30 % de leur puissance nominale; au-dessous de cette charge, le fonctionnement des génératrices diesel est dangereux et peu fiable ; de plus, cela peut accélérer le vieillissement des génératrices. Un système de contrôle sophistiqué gère et enregistre l'opération du parc éolien. Le contrôleur WDICS, fourni par Frontier Power Systems, est basé sur la technologie développée par le site d'essais sur l'énergie éolienne de l'Atlantique, une organisation gouvernementale canadienne basée à l'Île-du-Prince-Édouard.
Leçons à tirer
- Les éoliennes ont des impacts sur le régime d'opération des génératrices diesel, mais elles ont peu d'effet sur la qualité de l'électricité transportée sur le réseau électrique (même lors de la connexion des éoliennes).
- Des retards significatifs peuvent résulter de problèmes découlant de la réglementation, de la bureaucratie et d'événements climatiques hors de l'ordinaire. Il s'agit notamment de difficultés reliées à l'obtention des baux de la couronne, mais aussi des évaluations environnementales aux niveaux provincial et fédéral. Aussi, des tempêtes hivernales ont entraîné des délais dans la construction tandis que des basses vitesses de vent en été ont retardé la mise en service.
- La compagnie d'électricité a préparé un contrat d'exploitation similaire à ceux inclus dans tout contrat d'achat d'électricité. Le contrat d'exploitation définit les termes de l'accord entre la compagnie d'électricité et le fournisseur d'énergie pour l'exploitation, l'entretien et l'approvisionnement en énergie depuis la centrale du fournisseur. Le contrat d'exploitation définit également les procédures d'exploitation et clarifie les conditions de service décrites dans le contrat d'achat d'électricité. Il définit les conditions minimales requises pour une exploitation sûre et efficace du système de la compagnie d'électricité en parallèle avec la centrale du fournisseur. Il est aussi utilisé comme référence par le fournisseur et la compagnie d'électricité qui opèrent des équipements pouvant avoir un impact sur l'équipement ou le système de l'autre partie.
- Les systèmes hybrides éolien-diesel constituent une technologie assez nouvelle et les problèmes sont inévitables lors des premiers projets de démonstration. Le réglage du calage des pales des éoliennes utilisées dans ce projet a généré une faible production énergétique par grand vent et nécessité des mises au point successives après la mise en service. L'utilisation d'éoliennes remises en état, tout en diminuant le coût, a eu un impact sur la fiabilité du système.
- Même dans une région connue pour ses vents forts, il est possible de rencontrer des variations significatives du régime des vents sur de courtes distances. Un projet éolien-diesel devient plus risqué si sa taille ne justifie pas une campagne de mesure de vent sur le site et que l'on utilise les données d'une station météorologique quelque peu éloignée.
- Newfoundland and Labrador Hydro (NLH) avait déjà automatisé sa centrale diesel en utilisant des génératrices relativement nouvelles équipées de systèmes de contrôle numérique avancé et de systèmes de protection. L'automatisation de la centrale diesel a facilité le processus d'intégration de la production éolienne et diesel tout en diminuant les coûts d'interconnexion.
- NLH applique une politique de partage des économies; ce qui signifie, par exemple, que si le promoteur du projet éolien met en place un projet au coût de 0,12 $/kWh et que le coût évité en énergie est de 0,20 $/kWh, alors le contrat d'achat d'électricité sera basé sur un prix de 0,16 $/kWh. De même, si le rendement de la centrale diesel est de 4 kWh par litre et tombe à 3,6 kWh par litre lors de la connexion de la centrale éolienne, l'accord d'achat d'électricité prévoit d'en attribuer le coût au développeur du projet éolien. Cependant, dans le cas du projet éolien-diesel Ramea, le coût évité en énergie sera payé en totalité au développeur du projet, car c'est le premier projet canadien à faire la démonstration de la technologie éolien-diesel. Les détails sur le prix d'achat et la politique appliquée sont normalement inclus dans le contrat d'achat d'électricité entre la compagnie d'électricité et le développeur du projet.
- L'utilisation d'éoliennes remises en état est critique dans l'établissement de la faisabilité économique du projet. Le faible coût d'investissement réduit le temps de retour simple de 15 à moins de 7 ans. Toutefois, le prix et la disponibilité des éoliennes remises en état peuvent varier beaucoup.
- Le développement de projets éoliens en régions éloignées comporte des risques financiers substantiels. Un certain nombre de facteurs peut facilement mettre un terme à un projet qui paraissait pourtant rentable, particulièrement dans les phases de construction et de mise en service. Les conditions météorologiques et l'accès au site sont des éléments cruciaux dans la planification et la construction de tels projets. Ces facteurs ne devraient pas être sous-estimés pendant l'évaluation du risque global associé au projet.
Peu de systèmes éoliens ont été intégrés dans des réseaux électriques isolés alimentés par des génératrices diesel. Les compagnies d'électricité canadiennes s'inquiètent donc de la fiabilité des systèmes éolien-diesel et de la qualité de l'électricité produite. La préoccupation principale est d'utiliser une technologie immature qui pourrait affecter autant la stabilité du système électrique que le fonctionnement des génératrices diesel. Dans certains cas, le coût additionnel du système de contrôle et d'automatisation peut rendre un système hybride éolien-diesel irréalisable d'un point de vue financier. La réalisation avec succès de projets de démonstration, conçut en gardant à l'esprit les critères des compagnies d'électricité pour répondre aux préoccupations sur la fiabilité et les performances permettront aux compagnies d'électricité de développer l'expertise dans le contrôle et l'opération de ces systèmes hybrides. Ainsi les compagnies d'électricité montreront plus d'intérêt envers la technologie éolien-diesel lorsque cette technologie deviendra clairement une option fiable et rentable pour les communautés hors réseau.
Photo
Turbines éoliennes - 6 x 65 kW - Communauté insulaire isolée, Terre-Neuve, Canada
Références
- Boone, Keith, « Communications personnelles », Newfoundland and Labrador Hydro, 2006.
- Brothers, Carl, « Communications personnelles », Frontier Power Systems, PEI, 2006.
- Marbek Resource Consultants Ltd., L'énergie éolienne de petite puissance (300 W à 300 kW) au Canada, Centre de la technologie de l'énergie de CANMET - Ottawa, Ressources naturelles Canada (RNCan), juillet 2005, 103 pp.
- Mesures d'action précoce en matière de technologie (TEAM), Troisième rapport d'étape des TEAM - 2003-2005, page 12, http://www.team.gc.ca/francais/publications/team_200305/pdf/Team_Rapport_03-05_F%201.pdf.
