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Production d'électricité - Turbine hydroélectrique - 62 kW - Réseau isolé / Canada
Mandat de l'étude de cas
Une société forestière vous demande de lui préparer une étude de préfaisabilité d'un projet potentiel de petite centrale hydroélectrique. Le site à équiper est un camp moderne de bûcheron de 70 occupants, situé au fond d'une crique isolée de la côte. L'électricité de ce camp est produite au moyen de 2 génératrices diesel de 100 kW chacune. Jusqu'à présent, une seule génératrice de 100 kW a toujours suffi à la demande, mais il faut préciser que le camp n'a jamais encore été occupé à son maximum. Cependant, la demande d'énergie électrique augmentera considérablement parce qu'en plus de l'augmentation du nombre d'occupants, l'eau chaude et le chauffage des locaux sont assurés à l'électricité.
Le camp est proche d'un site hydroélectrique potentiel. La société envisage la construction d'une micro centrale hydroélectrique qui produirait une partie de la demande en électricité; les génératrices diesel existantes serviraient à combler uniquement les demandes de pointe.
Données techniques
Le camp est situé dans une crique à environ 130 km au nord de Port Hardy, sur la côte du Pacifique en Colombie-Britannique. Il est accessible uniquement par voies maritimes ou aériennes.
Sur la base de l'inspection faite sur le site, il a été déterminé que la configuration du projet serait relativement simple. Une prise d'eau dans la roche, à 105 m au-dessus du niveau de la mer, amènera 0,1 m³/s de l'eau d'un ruisseau, dans une conduite forcée de PCV de 750 m de long et de 250 mm de diamètre, enfouie sur une longueur de 400 m, sous un nouveau chemin d'accès existant. La centrale électrique sera située dans la crique au niveau des plus hautes marées, à proximité du camp et d'un chemin d'accès. On utilisera une seule turbine Turgo de 75 kW raccordée à une génératrice ayant ses propres contrôleurs et réducteur de vitesse. Les génératrices diesel d'appoint seront localisées dans la centrale même et une ligne souterraine en 600 V, de 100 m de long reliera la centrale au panneau de distribution électrique du camp.
Un répartiteur de charges de conception élaborée sera utilisé, pour réduire la demande de pointe et optimiser le couplage de l'hydroélectricité aux génératrices diesel. Ce répartiteur de charges augmentera les coûts du projet d'environ 30 000 $. Le choix d'une ligne électrique enfouie plutôt qu'aérienne, augmentera les coûts du projet d'un autre 30 000 $.
La société forestière tient à votre disposition une courbe de débits classés obtenue lors de l'inspection faite sur le site, qu'elle compte exploiter :
Mandat de l'étude de cas
Une société forestière vous demande de lui préparer une étude de préfaisabilité d'un projet potentiel de petite centrale hydroélectrique. Le site à équiper est un camp moderne de bûcheron de 70 occupants, situé au fond d'une crique isolée de la côte. L'électricité de ce camp est produite au moyen de 2 génératrices diesel de 100 kW chacune. Jusqu'à présent, une seule génératrice de 100 kW a toujours suffi à la demande, mais il faut préciser que le camp n'a jamais encore été occupé à son maximum. Cependant, la demande d'énergie électrique augmentera considérablement parce qu'en plus de l'augmentation du nombre d'occupants, l'eau chaude et le chauffage des locaux sont assurés à l'électricité.
Le camp est proche d'un site hydroélectrique potentiel. La société envisage la construction d'une micro centrale hydroélectrique qui produirait une partie de la demande en électricité; les génératrices diesel existantes serviraient à combler uniquement les demandes de pointe.
Données techniques
Le camp est situé dans une crique à environ 130 km au nord de Port Hardy, sur la côte du Pacifique en Colombie-Britannique. Il est accessible uniquement par voies maritimes ou aériennes.
Sur la base de l'inspection faite sur le site, il a été déterminé que la configuration du projet serait relativement simple. Une prise d'eau dans la roche, à 105 m au-dessus du niveau de la mer, amènera 0,1 m³/s de l'eau d'un ruisseau, dans une conduite forcée de PCV de 750 m de long et de 250 mm de diamètre, enfouie sur une longueur de 400 m, sous un nouveau chemin d'accès existant. La centrale électrique sera située dans la crique au niveau des plus hautes marées, à proximité du camp et d'un chemin d'accès. On utilisera une seule turbine Turgo de 75 kW raccordée à une génératrice ayant ses propres contrôleurs et réducteur de vitesse. Les génératrices diesel d'appoint seront localisées dans la centrale même et une ligne souterraine en 600 V, de 100 m de long reliera la centrale au panneau de distribution électrique du camp.
Un répartiteur de charges de conception élaborée sera utilisé, pour réduire la demande de pointe et optimiser le couplage de l'hydroélectricité aux génératrices diesel. Ce répartiteur de charges augmentera les coûts du projet d'environ 30 000 $. Le choix d'une ligne électrique enfouie plutôt qu'aérienne, augmentera les coûts du projet d'un autre 30 000 $.
La société forestière tient à votre disposition une courbe de débits classés obtenue lors de l'inspection faite sur le site, qu'elle compte exploiter :
Données financières
Les données financières utilisées pour l'analyse sont fournies par la société d'exploitation forestière : taux d'imposition sur le revenu de 43,6 %, taux d'inflation de 2,5 %, ratio d'endettement de 80 %, taux d'intérêt sur la dette de 8 %, taux d'actualisation de 12 % et durée de l'emprunt de 10 ans. Les coûts d'investissement seront amortis de manière linéaire sur les 10 premières années, car la durée de vie du camp n'est pas prévue être plus longue. Dans cette analyse, on peut négliger les frais d'exploitation et d'entretien, car on utilisera les mécaniciens en charge des génératrices diesel pour surveiller la centrale hydroélectrique. Le prix du carburant diesel livré au site est d'environ 0,45 $/litre auquel on ajoute environ 15 % pour l'entretien et les réparations des moteurs diesel. Les génératrices actuelles ont un rendement de 3,0 kWh/litre à leur puissance nominale et leur rendement moyen est d'environ 2,9 kWh/litre. Les droits hydrauliques sont estimés à environ 18 $ par an, par kW de capacité hydroélectrique installée.
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
Le camp de bûcheron de Moses Inlet fut construit en 1981. La proximité de ce camp d'un site hydroélectrique potentiel a éveillé l'intérêt du Programme de démonstration pour communautés éloignées d'Énergie, mines et ressources Canada (maintenant Ressources naturelles Canada). Une étude de faisabilité fut conduite en décembre 1983. Les résultats de cette étude étaient d'autant plus favorables que les prix d'approvisionnement en combustible diesel allaient augmenter et que les besoins du camp en électricité seraient plus élevés que prévu. La construction du projet débuta à l'automne 1984 et les coûts totaux du projet s'élevèrent à 350 000 $. Les frais annuels d'opération de la centrale à génératrices diesel avaient été estimés pour 1984 à 83 000 $, soit un prix de revient de 15,3 ¢/kWh.
La centrale fut la propriété d'une société considérée comme producteur privé d'électricité. Cette société signa un contrat de 10 ans avec la compagnie forestière pour la fourniture d'électricité. A la fin de cette période, la compagnie forestière acheta la centrale électrique pour un montant de 100 000 $. Une augmentation du prix de l'électricité fournie fut fixée à 6 % par année, afin de tenir compte de l'inflation des coûts évités en énergie, mais aussi comme moyen de réduire le montant à payer pour acquérir la centrale à la fin du projet. Compte tenu des coûts d'approvisionnement en combustible diesel et de leur augmentation prévue, ce projet a été rentable pour la compagnie forestière dès la première année d'exploitation. La durée de 10 ans du contrat de fourniture d'électricité correspondait à la durée prévue de l'exploitation forestière. Un autre facteur a favorisé la prise de décision du projet; la présence d'une tierce partie pour investir dans la centrale et le financement partiel de l'étude de faisabilité par Énergie, mines et ressources Canada. Cela a permis à la compagnie forestière d'avoir en main les éléments nécessaires à sa décision sans qu'elle ait à débourser aucun montant au préalable.
Description du système
La micro centrale électrique de Moses Inlet comprend une prise d'eau située 105 m au dessus du niveau de la mer. Une conduite forcée en PCV, de 750 m de long et 25 cm de diamètre a été enfouie et fournit un débit de 0.1 m3/s à la centrale qui est installée juste au niveau de la marée haute d'Ebert's Cove. Les deux génératrices diesel qui étaient installées auparavant ont été déplacées dans la centrale hydroélectrique en complément de la puissance de 75 kW fournie par la turbine hydroélectrique. Une ligne électrique enfouie de 100 m, en 600 V apporte l'électricité jusqu'au panneau de distribution du camp.
En plus de la centrale hydroélectrique, un répartiteur de charge qui permet de régulariser la puissance appelée par le camp de bûcheron a été installé. Ce système apporte des bénéfices qui n'avaient pas été évalués initialement. La compagnie forestière a reconnu qu'avec l'augmentation de la fréquentation du camp, il aurait fallu augmenter la capacité des génératrices diesel jusqu'à 300 kW. Or, le répartiteur de charges peut délester jusqu'à 8 charges non prioritaires (chauffe-eau électrique, système de chauffage, appareils peu utiles) dès que la fréquence tombe en-dessous de 60 Hz à cause d'une forte demande de charges prioritaires. Si la fréquence continue de baisser, même en coupant les charges non prioritaires, alors une génératrice diesel, puis l'autre, se mettent en marche et se synchronisent à la turbine. Cette combinaison de sources d'énergie et du répartiteur de puissance ont permis de ne pas augmenter la puissance installée et de diminuer considérablement la consommation de carburant.
Leçons à tirer
Le projet de micro centrale hydroélectrique de Moses Inlet a été une expérience enrichissante pour cette technologie, au niveau du financement par une tierce partie et sur la gestion de la demande électrique. L'utilisation de l'électricité pour la production d'eau chaude et le chauffage des locaux a été à la fois un défi et une bonne opportunité d'implanter une micro centrale. Bien que plusieurs problèmes aient été identifiés et résolus du mieux possible, d'autres ont surgi après l'implantation de la centrale, ce qui a demandé des modifications à la configuration initiale.
Bien qu'il y ait de nombreuses exploitations forestières hors réseau en Colombie-Britannique, ainsi que de nombreux sites hydroélectriques avec de fortes hauteurs de chute, le projet de Moses Inlet a été le premier site forestier à utiliser l'hydroélectricité. L'industrie forestière planifie ses investissements avec des temps de retour très courts et elle est peu familière avec l'hydroélectricité et ses permis légaux d'exploitation. De plus, elle préfère des technologies conventionnelles qu'elle a l'habitude d'utiliser : les mécaniciens des camps de bûcheron ont l'habitude de travailler sur les moteurs diesel de la machinerie et n'ont pas l'expérience de la maintenance d'une génératrice à turbine hydraulique.
Après le projet de Moses Inlet, il est devenu plus difficile aux projets de petite centrale hydroélectrique d'être financièrement intéressants pour les sociétés d'exploitation forestière. En effet, la tendance est maintenant aux camps préfabriqués qui peuvent être facilement déplacés, y compris sur des barges, pour répondre aux contraintes de plus en plus compliquées de la gestion de la ressource ligneuse. L'industrie vit une période de transition, avec de nouvelles réglementations et des incertitudes. Il est compréhensible que l'investissement à long terme dans une installation de production d'hydroélectricité ne fasse pas partie des priorités.
Photos
Centrale hydroélectrique - Centrale (Élévation = 0 m), Colombie-Britannique, Canada
Centrale hydroélectrique - Conduite d'amenée (Élévation = 105 m), Colombie-Britannique, Canada
Références
Les données financières utilisées pour l'analyse sont fournies par la société d'exploitation forestière : taux d'imposition sur le revenu de 43,6 %, taux d'inflation de 2,5 %, ratio d'endettement de 80 %, taux d'intérêt sur la dette de 8 %, taux d'actualisation de 12 % et durée de l'emprunt de 10 ans. Les coûts d'investissement seront amortis de manière linéaire sur les 10 premières années, car la durée de vie du camp n'est pas prévue être plus longue. Dans cette analyse, on peut négliger les frais d'exploitation et d'entretien, car on utilisera les mécaniciens en charge des génératrices diesel pour surveiller la centrale hydroélectrique. Le prix du carburant diesel livré au site est d'environ 0,45 $/litre auquel on ajoute environ 15 % pour l'entretien et les réparations des moteurs diesel. Les génératrices actuelles ont un rendement de 3,0 kWh/litre à leur puissance nominale et leur rendement moyen est d'environ 2,9 kWh/litre. Les droits hydrauliques sont estimés à environ 18 $ par an, par kW de capacité hydroélectrique installée.
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
- Le projet présenté dans l'énoncé n'est pas viable financièrement. Cependant, il n'est pas loin de l'être, il suffirait par exemple d'éliminer les coûts des études de faisabilité pour en faire un projet rentable.
- Les pertes hydrauliques maximales dépassent le maximum de 7 % la limite recommandé par RETScreen. Cela est dû à des pertes de charge importantes dans la conduite forcée qui a un diamètre particulièrement faible de 250 mm.
- L'estimation des coûts d'investissement, obtenue par la méthode de « calcul des coûts par formules » proposée par RETScreen, a dû être ajustée pour estimer les coûts du projet, afin de mieux refléter certains aspects qui lui sont propres. Bien que la répartition des coûts par poste budgétaire soit moins précise, le montant total obtenu est très satisfaisant comme estimation. Les coûts globaux sont estimés avec la formule d'établissement des coûts. L'estimé révisé n'est ajusté que de quelques points pour un total de 504 900 $.
- Dans l'analyse des émissions, les pertes relatives au transport et distribution ont été fixées à 0 %. Ce qui est probablement proche de la réalité étant donnée la faible longueur de cette ligne, mais la raison essentielle est que les génératrices diesel sont placées sur le même site, ce qui signifie que les pertes sont identiques pour les deux options : le cas de référence et la petite centrale hydroélectrique.
Résultats
Le camp de bûcheron de Moses Inlet fut construit en 1981. La proximité de ce camp d'un site hydroélectrique potentiel a éveillé l'intérêt du Programme de démonstration pour communautés éloignées d'Énergie, mines et ressources Canada (maintenant Ressources naturelles Canada). Une étude de faisabilité fut conduite en décembre 1983. Les résultats de cette étude étaient d'autant plus favorables que les prix d'approvisionnement en combustible diesel allaient augmenter et que les besoins du camp en électricité seraient plus élevés que prévu. La construction du projet débuta à l'automne 1984 et les coûts totaux du projet s'élevèrent à 350 000 $. Les frais annuels d'opération de la centrale à génératrices diesel avaient été estimés pour 1984 à 83 000 $, soit un prix de revient de 15,3 ¢/kWh.
La centrale fut la propriété d'une société considérée comme producteur privé d'électricité. Cette société signa un contrat de 10 ans avec la compagnie forestière pour la fourniture d'électricité. A la fin de cette période, la compagnie forestière acheta la centrale électrique pour un montant de 100 000 $. Une augmentation du prix de l'électricité fournie fut fixée à 6 % par année, afin de tenir compte de l'inflation des coûts évités en énergie, mais aussi comme moyen de réduire le montant à payer pour acquérir la centrale à la fin du projet. Compte tenu des coûts d'approvisionnement en combustible diesel et de leur augmentation prévue, ce projet a été rentable pour la compagnie forestière dès la première année d'exploitation. La durée de 10 ans du contrat de fourniture d'électricité correspondait à la durée prévue de l'exploitation forestière. Un autre facteur a favorisé la prise de décision du projet; la présence d'une tierce partie pour investir dans la centrale et le financement partiel de l'étude de faisabilité par Énergie, mines et ressources Canada. Cela a permis à la compagnie forestière d'avoir en main les éléments nécessaires à sa décision sans qu'elle ait à débourser aucun montant au préalable.
Description du système
La micro centrale électrique de Moses Inlet comprend une prise d'eau située 105 m au dessus du niveau de la mer. Une conduite forcée en PCV, de 750 m de long et 25 cm de diamètre a été enfouie et fournit un débit de 0.1 m3/s à la centrale qui est installée juste au niveau de la marée haute d'Ebert's Cove. Les deux génératrices diesel qui étaient installées auparavant ont été déplacées dans la centrale hydroélectrique en complément de la puissance de 75 kW fournie par la turbine hydroélectrique. Une ligne électrique enfouie de 100 m, en 600 V apporte l'électricité jusqu'au panneau de distribution du camp.
En plus de la centrale hydroélectrique, un répartiteur de charge qui permet de régulariser la puissance appelée par le camp de bûcheron a été installé. Ce système apporte des bénéfices qui n'avaient pas été évalués initialement. La compagnie forestière a reconnu qu'avec l'augmentation de la fréquentation du camp, il aurait fallu augmenter la capacité des génératrices diesel jusqu'à 300 kW. Or, le répartiteur de charges peut délester jusqu'à 8 charges non prioritaires (chauffe-eau électrique, système de chauffage, appareils peu utiles) dès que la fréquence tombe en-dessous de 60 Hz à cause d'une forte demande de charges prioritaires. Si la fréquence continue de baisser, même en coupant les charges non prioritaires, alors une génératrice diesel, puis l'autre, se mettent en marche et se synchronisent à la turbine. Cette combinaison de sources d'énergie et du répartiteur de puissance ont permis de ne pas augmenter la puissance installée et de diminuer considérablement la consommation de carburant.
Leçons à tirer
- Prise d'eau : Il aurait été préférable d'avoir une prise d'eau creusée dans le roc mais des difficultés d'accès ont conduit à choisir un endroit juste en aval du confluent de deux ruisseaux. Il a été difficile de rendre étanche la prise d'eau dans un fond de gravier et d'éviter que des sédiments et des débris ne viennent la boucher. Finalement, la compagnie forestière a pu rendre accessible un meilleur site. Même en ayant perdu la contribution d'un petit ruisseau, cela a été compensé par une plus forte hauteur de chute et une meilleure prise d'eau demandant moins d'entretien.
- Couplage avec les génératrices Diesel : Les démarrages et arrêts des génératrices diesel, selon les variations de la demande électrique, ont été problématiques. Ne disposant pas de données suffisamment rapprochées dans le temps sur les besoins électriques, il était impossible de savoir que de très fortes demandes de puissance pouvaient survenir pour de très courts instants seulement et qu'en plus elles ne pouvaient pas être transférées aux heures creuses ou qu'elles pouvaient survenir alors que des charges non prioritaires ne fonctionnaient pas (par ex. un chauffe-eau suffisamment chaud). Ces pointes peuvent dépasser la capacité de la turbine hydroélectrique et provoquer le démarrage d'une génératrice diesel pour de courtes périodes de temps seulement, ce qui place la génératrice dans des conditions de vieillissement accéléré. Le problème a été partiellement résolu en ajustant le banc de charges résistives et en allongeant les temps d'arrêt des génératrices. Pour améliorer encore cette situation, il faudrait commencer par mieux analyser le profil de la demande électrique pour comprendre ce qui cause les appels de puissance et réduire les pointes de chauffage avec un chauffage d'appoint au mazout ou au propane. L'électricité servirait d'abord aux besoins d'éclairage et le chauffage par plinthes électriques serait réservé aux heures creuses pour absorber le potentiel hydroélectrique uniquement.
- Adaptation à des équipements existants : Un système beaucoup plus efficace aurait pu être installé si le camp avait été conçu en même temps que la centrale hydroélectrique. Les charges électriques auraient été mieux réparti entre des besoins prioritaires ou délestables, et les besoins de chauffage aurait été optimisé avec un système électrique et au propane combiné.
- Financement : Le financement de ce projet a été tout un défi. Malgré le contrat de fourniture d'énergie avec la société d'exploitation forestière, il a été difficile de convaincre une tierce partie de financer le projet. Toutes sortes de contraintes juridiques ont été très longues, coûteuses et fastidieuses à régler, et ce malgré la très petite envergure du projet. Cependant, ce projet a permis à des institutions financières de se familiariser avec le financement de production privée d'électricité.
- Poussière dans la génératrice : Après quelques années, la poussière soulevée par les camions sur la route à côté de la centrale a fini par s'infiltrer et causé le bris de certains roulements de la génératrice. En gardant systématiquement fermée la porte de la centrale, le problème à été résolu.
Le projet de micro centrale hydroélectrique de Moses Inlet a été une expérience enrichissante pour cette technologie, au niveau du financement par une tierce partie et sur la gestion de la demande électrique. L'utilisation de l'électricité pour la production d'eau chaude et le chauffage des locaux a été à la fois un défi et une bonne opportunité d'implanter une micro centrale. Bien que plusieurs problèmes aient été identifiés et résolus du mieux possible, d'autres ont surgi après l'implantation de la centrale, ce qui a demandé des modifications à la configuration initiale.
Bien qu'il y ait de nombreuses exploitations forestières hors réseau en Colombie-Britannique, ainsi que de nombreux sites hydroélectriques avec de fortes hauteurs de chute, le projet de Moses Inlet a été le premier site forestier à utiliser l'hydroélectricité. L'industrie forestière planifie ses investissements avec des temps de retour très courts et elle est peu familière avec l'hydroélectricité et ses permis légaux d'exploitation. De plus, elle préfère des technologies conventionnelles qu'elle a l'habitude d'utiliser : les mécaniciens des camps de bûcheron ont l'habitude de travailler sur les moteurs diesel de la machinerie et n'ont pas l'expérience de la maintenance d'une génératrice à turbine hydraulique.
Après le projet de Moses Inlet, il est devenu plus difficile aux projets de petite centrale hydroélectrique d'être financièrement intéressants pour les sociétés d'exploitation forestière. En effet, la tendance est maintenant aux camps préfabriqués qui peuvent être facilement déplacés, y compris sur des barges, pour répondre aux contraintes de plus en plus compliquées de la gestion de la ressource ligneuse. L'industrie vit une période de transition, avec de nouvelles réglementations et des incertitudes. Il est compréhensible que l'investissement à long terme dans une installation de production d'hydroélectricité ne fasse pas partie des priorités.
Photos
Centrale hydroélectrique - Centrale (Élévation = 0 m), Colombie-Britannique, Canada
Centrale hydroélectrique - Conduite d'amenée (Élévation = 105 m), Colombie-Britannique, Canada
Références
- McDonnell, Glenn, « Communications personnelles », Sigma Engineering Ltd., 2000.
- Sigma Engineering Ltd., Feasibility of Supplying Hydro Power to Moses Inlet Forestry Camp Under Contract, Conceptual Design and Financial Analysis, Report SEL5327, mars 1984.
- Weyell, Chris, « Communications personnelles », Sigma Engineering Ltd
