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Production d'électricité - Turbine hydroélectrique - 8 800 kW / Guatemala
Mandat de l'étude de cas
Un producteur indépendant d'électricité vous a engagé pour réaliser une étude de préfaisabilité pour un petit projet hydroélectrique au Guatemala. Ce producteur indépendant d'électricité envisage le développement d'un projet pour lequel l'électricité produite serait vendue au réseau électrique national dans le cadre d'un accord de fourniture d'électricité établi pour 15 ans.
Données techniques
Le site se trouve sur le territoire de la municipalité de Río Hondo dans le département de Zacapa de la République du Guatemala, à environ 125 km au nord de la ville de Guatemala. Le site est facilement accessible par route et une levé de reconnaissance du site à déjà été complété.
Selon les résultats de l'évaluation du site, un petit barrage en béton d'environ 10 m de haut et de 70 m de long pourrait être construit et créerait une réserve d'eau d'environ 125 000 m³ pouvant être utilisé sur une base quotidienne. Ce barrage maintiendrait l'eau à une altitude de 880 m. Un endroit propice à l'installation de la centrale hydroélectrique a été identifié près d'une station thermale existante, un endroit où le niveau d'eau se maintient à une altitude de 280 m en conditions normales. Lorsque la centrale sera mise en eau, il faut prévoir une augmentation du niveau d'eau dans le canal de fuite d'au moins 5 m.
Une évaluation environnementale a établi que le débit minimum à maintenir sur une base annuelle dans la rivière est de 0,035 m³/s. Les relevés topographiques disponibles montrent que l'exploitation du site devra impliquer plusieurs sections de canaux et de tunnels (qui serviront de canaux souterrains) sur une distance totale d'environ 4,1 km, avec une pente minimale, avant de pouvoir se raccorder à la conduite forcée. Des estimations préliminaires indiquent qu'un canal extérieur de 2,4 km pourra être construit sur les flancs d'un terrain rocheux, avec une pente moyenne d'environ 30 degrés. Dues aux parois extrêmement abruptes des montagnes, la distance restante de 1,7 km sera formée de galeries horizontales (tunnels) creusées dans le roc. Après cette série de canaux et de tunnels une conduite forcée (ou un pipeline) de 2,2 km sera nécessaire pour envoyer l'eau à la centrale électrique. Un canal de fuite d'environ 30 m devra être aménagé à la sortie de la centrale. Le producteur d'électricité préfère utiliser deux turbines identiques pour faciliter l'entretien de la centrale et réduire les temps et les coûts d'arrêt de production dus à des problèmes mécaniques.
Le promoteur vous a fourni les données suivantes établies lors de l'évaluation du potentiel hydraulique du site et qui permettent d'établir la courbe des débits classés de la rivière :
Mandat de l'étude de cas
Un producteur indépendant d'électricité vous a engagé pour réaliser une étude de préfaisabilité pour un petit projet hydroélectrique au Guatemala. Ce producteur indépendant d'électricité envisage le développement d'un projet pour lequel l'électricité produite serait vendue au réseau électrique national dans le cadre d'un accord de fourniture d'électricité établi pour 15 ans.
Données techniques
Le site se trouve sur le territoire de la municipalité de Río Hondo dans le département de Zacapa de la République du Guatemala, à environ 125 km au nord de la ville de Guatemala. Le site est facilement accessible par route et une levé de reconnaissance du site à déjà été complété.
Selon les résultats de l'évaluation du site, un petit barrage en béton d'environ 10 m de haut et de 70 m de long pourrait être construit et créerait une réserve d'eau d'environ 125 000 m³ pouvant être utilisé sur une base quotidienne. Ce barrage maintiendrait l'eau à une altitude de 880 m. Un endroit propice à l'installation de la centrale hydroélectrique a été identifié près d'une station thermale existante, un endroit où le niveau d'eau se maintient à une altitude de 280 m en conditions normales. Lorsque la centrale sera mise en eau, il faut prévoir une augmentation du niveau d'eau dans le canal de fuite d'au moins 5 m.
Une évaluation environnementale a établi que le débit minimum à maintenir sur une base annuelle dans la rivière est de 0,035 m³/s. Les relevés topographiques disponibles montrent que l'exploitation du site devra impliquer plusieurs sections de canaux et de tunnels (qui serviront de canaux souterrains) sur une distance totale d'environ 4,1 km, avec une pente minimale, avant de pouvoir se raccorder à la conduite forcée. Des estimations préliminaires indiquent qu'un canal extérieur de 2,4 km pourra être construit sur les flancs d'un terrain rocheux, avec une pente moyenne d'environ 30 degrés. Dues aux parois extrêmement abruptes des montagnes, la distance restante de 1,7 km sera formée de galeries horizontales (tunnels) creusées dans le roc. Après cette série de canaux et de tunnels une conduite forcée (ou un pipeline) de 2,2 km sera nécessaire pour envoyer l'eau à la centrale électrique. Un canal de fuite d'environ 30 m devra être aménagé à la sortie de la centrale. Le producteur d'électricité préfère utiliser deux turbines identiques pour faciliter l'entretien de la centrale et réduire les temps et les coûts d'arrêt de production dus à des problèmes mécaniques.
Le promoteur vous a fourni les données suivantes établies lors de l'évaluation du potentiel hydraulique du site et qui permettent d'établir la courbe des débits classés de la rivière :
Une route d'accès de 2,5 km devra être construite; un site d'emprunt se situe à 5 km de là et le point le plus proche permettant de se raccorder au réseau électrique national (à une tension de 69 kV) se trouve environ à 4,4 km. Pour ce qui est des calculs des émissions de gaz à effet de serre, considérez que l'énergie produite par la petite centrale hydroélectrique déplacera du mazout #6.
Données financières
Le producteur d'électricité souhaite que le projet soit analysé en utilisant des données financières conservatrices. Ainsi, la décision d'investir dans ce projet sera prise uniquement si l'analyse de préfaisabilité montre que le projet est rentable même si on suppose que la durée d'exploitation de la centrale ne sera pas plus longue que le contrat actuel de fourniture d'électricité (négocié pour 15 ans). De plus, on ne prévoit pas investir plus de 20 % en fonds propres dans ce projet; le reste de l'investissement sera financé à un taux de 9 % avec une période de remboursement de 10 ans. La compagnie d'électricité propose d'acheter l'électricité produite au coût de 0,055 $US/kWh, avec une augmentation annuelle de 2,5 %, taux considéré équivalent à l'inflation prévue pour la période du contrat. Pour simplifier, le projet sera uniquement analysé avant impôts. Un taux de rendement interne minimum de 15 % avant impôts est souhaité. Tous les montants doivent être exprimés en dollars US.
Le taux de change utilisé est 0,63 $US par $ canadien. Les équipements, le carburant et les coûts de production au Guatemala sont considérés équivalents à ceux du Canada. Cependant, le coût de la main d'œuvre au Guatemala peut être évalué à 70 % de celui du Canada.
Le coût d'acquisition du terrain est estimé à 300 000 US$. Les coûts annuels d'exploitation et d'entretien seront les suivants : 0,5 % des coûts totaux du projet pour l'assurance, 5 % des coûts de la station électrique et de la ligne de transmission pour l'entretien de la ligne, 0,5 % des coûts totaux du projet pour les pièces de remplacement et des frais annuels de main d'œuvre de 70 000 $US. Un montant annuel additionnel (10 % du budget annuel d'exploitation et d'entretien) sera alloué aux frais administratifs et il faut également considérer 10 % d'imprévus dans ces frais annuels. Il faut prévoir qu'il y aura des travaux importants d'entretien à effectuer au bout de 10 ans qui pourront représenter des coûts d'environ un million de dollars US.
L'objectif de l'analyse est de déterminer de quelle puissance devrait être conçue la centrale électrique pour optimiser le rendement financier du projet. 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
Données financières
Le producteur d'électricité souhaite que le projet soit analysé en utilisant des données financières conservatrices. Ainsi, la décision d'investir dans ce projet sera prise uniquement si l'analyse de préfaisabilité montre que le projet est rentable même si on suppose que la durée d'exploitation de la centrale ne sera pas plus longue que le contrat actuel de fourniture d'électricité (négocié pour 15 ans). De plus, on ne prévoit pas investir plus de 20 % en fonds propres dans ce projet; le reste de l'investissement sera financé à un taux de 9 % avec une période de remboursement de 10 ans. La compagnie d'électricité propose d'acheter l'électricité produite au coût de 0,055 $US/kWh, avec une augmentation annuelle de 2,5 %, taux considéré équivalent à l'inflation prévue pour la période du contrat. Pour simplifier, le projet sera uniquement analysé avant impôts. Un taux de rendement interne minimum de 15 % avant impôts est souhaité. Tous les montants doivent être exprimés en dollars US.
Le taux de change utilisé est 0,63 $US par $ canadien. Les équipements, le carburant et les coûts de production au Guatemala sont considérés équivalents à ceux du Canada. Cependant, le coût de la main d'œuvre au Guatemala peut être évalué à 70 % de celui du Canada.
Le coût d'acquisition du terrain est estimé à 300 000 US$. Les coûts annuels d'exploitation et d'entretien seront les suivants : 0,5 % des coûts totaux du projet pour l'assurance, 5 % des coûts de la station électrique et de la ligne de transmission pour l'entretien de la ligne, 0,5 % des coûts totaux du projet pour les pièces de remplacement et des frais annuels de main d'œuvre de 70 000 $US. Un montant annuel additionnel (10 % du budget annuel d'exploitation et d'entretien) sera alloué aux frais administratifs et il faut également considérer 10 % d'imprévus dans ces frais annuels. Il faut prévoir qu'il y aura des travaux importants d'entretien à effectuer au bout de 10 ans qui pourront représenter des coûts d'environ un million de dollars US.
L'objectif de l'analyse est de déterminer de quelle puissance devrait être conçue la centrale électrique pour optimiser le rendement financier du projet. 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
- Les pertes de charge dans les canaux et les tunnels (des canaux en faible pente, à écoulement libre) doivent être déduites de la hauteur de chute brute entrée dans la feuille de calcul du Modèle énergétique. Dans ce cas, une valeur totale d'environ 4 m peut être déduite de la hauteur de chute brute disponible de 592 m, laquelle étant calculée comme étant la différence entre le niveau supérieur du réservoir de retenue quotidienne de 880 m et l'axe de la turbine Pelton à 288 m (280 m plus 8 m pour les débits maximums et une marge de sécurité). La hauteur de chute brute considérée pour l'analyse RETScreen peut donc être estimée à 588 m.
- Le volume de stockage dans le réservoir de retenue correspond environ à l'équivalent de 14 heures de fonctionnement de la centrale électrique à pleine puissance, ce qui permet de produire annuellement seulement quelques points de pourcentage (ou moins) de plus que la production d'énergie estimée. La retenue peut cependant être utilisée pour augmenter le rendement de la centrale électrique pendant les périodes de faibles débits en permettant aux turbines de fonctionner moins de temps mais avec un débit plus élevé, ceci en ajustant la courbe de rendement de turbine dans la gamme des faibles débits. Dans ce cas cependant, le débit minimum est d'environ 33 % du débit de conception d'une des turbines et son efficacité ne peut pas être augmentée. Il est difficile en conséquence de prendre en compte l'influence du stockage, qui est toutefois marginale et par conséquent on décidera d'utiliser comme modèle de simulation le modèle de centrale « au fil de l'eau ».
- La figure ci-bas donne un exemple du TRI avant impôts du projet en fonction du débit nominal d'équipement. La VAN a été utilisé comme mesure d'évaluation du débit nominal d'équipement optimum (et donc de la capacité optimale installée). Plusieurs itérations avec RETScreen ont été effectuées afin de déterminer qu'un débit nominal d'équipement d'environ 2,0 m³/s permet d'obtenir la VAN la plus élevée. En choisissant d'autres critères de rendement financier (par exemple le TRI), d'autres débits de conception auraient pu être obtenu. Le projet final qui a été construit utilise un débit nominal d'équipement de 2,5 m³/s. L'intérêt d'avoir une capacité de turbinage plus importante est de permettre au promoteur d'électricité de bénéficier de prix plus avantageux d'électricité en période de pointe ce qui n'a pas été inclus dans cette analyse.
- Dans ce projet, le taux d'actualisation est considéré comme égal au « taux de rendement requis » (voir le manuel de l'utilisateur pour la définition du taux d'actualisation), c'est-à-dire 15 %. Cela signifie que tant que la VAN du projet est positive, le taux de rendement interne désiré a été respecté et que, par conséquent, le projet peut être considéré comme financièrement viable selon les critères du promoteur.
- Dans la méthode d'évaluation des coûts par « formule », RETScreen suggère que le projet devrait être classifié comme un projet « mini » mais « petite » a été plutôt utilisée car il a été déterminé que la classification « petite » était plus appropriée.
- Les coûts et bénéfices inhérents à l'utilisation d'une conduite forcée avec un diamètre variable ne peuvent pas être pris en considération en utilisant la méthode d'évaluation des coûts par « formule » de RETScreen. La méthode utilisant la formule permet cependant de prendre en compte l'épaisseur de paroi plus épaisse qui est requise au fur et à mesure que la pression augmente sur le parcours de la conduite forcée.
Projet réel
Résultats
En mars 2000, Inversiones Pasabien S.A. a terminé la construction d'une centrale à haute chute de 12 MW sur le Rio Pasabien dans le département de Zacapa au Guatemala. Le site se trouve à environ 125 km au nord de la ville de Guatemala. L'électricité est vendue à la compagnie nationale d'électricité (INDE) dans le cadre d'un accord de fourniture d'électricité de 15 ans.
Description du système
Le projet de Pasabien a une hauteur de chute brute totale de 599,8 m, hauteur calculée entre le niveau maximum de la retenue d'eau (Alt. 886,5 m) et l'axe des turbines Pelton (Alt. 286,7 m). Le débit nominal d'équipement sélectionné est de 2,5 m³/s, ce qui donne une capacité de production d'électricité de 12 MW.
Un barrage de 36 m de long et de 10 m de haut crée un réservoir de 125 000 m³ permettant de répondre aux variations quotidiennes de demande d'électricité. Le niveau maximum du réservoir est à une altitude de 886,5 m. Le débit soutiré du réservoir est contrôlé par des vannes installées sur le barrage. Un bassin de rétention du sable d'une longueur de 65 m se trouve en aval du barrage. Le niveau d'eau dans ce bassin de rétention est de 877,5 m (ce qui constitue le niveau inférieur de la réserve d'eau utilisable, qui varie donc sur une hauteur de 9 m). L'eau est acheminée depuis le bassin de rétention du sable jusqu'à la conduite forcée par une série de canaux (extérieurs) et de tunnels (souterrains). Les canaux sont divisés en quatre sections totalisant 2 415 m et quatre tunnels d'une longueur totale de 1 685 m. Une première conduite de 1 175 m de longueur et de 1,12 m (44 pouces) de diamètre avec une épaisseur de paroi de 6 mm (0,25 pouces) conduit l'eau à une deuxième conduite forcée ayant une longueur de 1 038 m et dont le diamètre varie de 1,12 m (44 pouces) à 0,97 m (38 pouces) sur sa longueur. L'épaisseur des parois de cette dernière conduite varie de 6 mm (là où elle est raccordée à la première conduite) à 16 mm (0,625 pouces) (là où elle rentre dans la centrale hydroélectrique). La centrale électrique dispose de deux turbines Pelton à axe horizontal de 6 MW, tournant à 900 tr/min, directement raccordées à des génératrices synchrones. Les systèmes de contrôle et de sécurité sont également installés dans cette centrale. L'électricité est produite à une tension de 13,4 kV et transformée à 69 kV dans la sous-station électrique voisine de la centrale. Un canal de fuite de 30 m permet de retourner l'eau au Rio Pasabien.
Leçons à tirer
Le projet Pasabien a été développé peu de temps après que le gouvernement du Guatemala ait déréglementé le marché de l'électricité à l'échelle du pays. Le Guatemala connaissait des pénuries d'électricité et souhaitait encourager les investissements privés dans le secteur de la production d'électricité en accordant des contrats pour lesquels le gouvernement faisait preuve d'un esprit de négociation et d'ouverture. Cependant, le gouvernement a décidé récemment d'arrêter d'offrir des telles conditions d'achat d'électricité à long terme. Les projets du secteur privé peuvent toujours être construits mais l'électricité doit être vendue à un distributeur ou à un courtier en énergie. De plus, les évaluations environnementales et l'approbation des projets deviennent de plus en plus difficiles, longues et coûteuses. Par conséquent, le développement de nouveaux projets a chuté de manière significative au Guatemala.
Photo
Travaux de génie civil d'une centrale hydro - Barrage, Pasabien, Guatemala
Références
Résultats
En mars 2000, Inversiones Pasabien S.A. a terminé la construction d'une centrale à haute chute de 12 MW sur le Rio Pasabien dans le département de Zacapa au Guatemala. Le site se trouve à environ 125 km au nord de la ville de Guatemala. L'électricité est vendue à la compagnie nationale d'électricité (INDE) dans le cadre d'un accord de fourniture d'électricité de 15 ans.
Description du système
Le projet de Pasabien a une hauteur de chute brute totale de 599,8 m, hauteur calculée entre le niveau maximum de la retenue d'eau (Alt. 886,5 m) et l'axe des turbines Pelton (Alt. 286,7 m). Le débit nominal d'équipement sélectionné est de 2,5 m³/s, ce qui donne une capacité de production d'électricité de 12 MW.
Un barrage de 36 m de long et de 10 m de haut crée un réservoir de 125 000 m³ permettant de répondre aux variations quotidiennes de demande d'électricité. Le niveau maximum du réservoir est à une altitude de 886,5 m. Le débit soutiré du réservoir est contrôlé par des vannes installées sur le barrage. Un bassin de rétention du sable d'une longueur de 65 m se trouve en aval du barrage. Le niveau d'eau dans ce bassin de rétention est de 877,5 m (ce qui constitue le niveau inférieur de la réserve d'eau utilisable, qui varie donc sur une hauteur de 9 m). L'eau est acheminée depuis le bassin de rétention du sable jusqu'à la conduite forcée par une série de canaux (extérieurs) et de tunnels (souterrains). Les canaux sont divisés en quatre sections totalisant 2 415 m et quatre tunnels d'une longueur totale de 1 685 m. Une première conduite de 1 175 m de longueur et de 1,12 m (44 pouces) de diamètre avec une épaisseur de paroi de 6 mm (0,25 pouces) conduit l'eau à une deuxième conduite forcée ayant une longueur de 1 038 m et dont le diamètre varie de 1,12 m (44 pouces) à 0,97 m (38 pouces) sur sa longueur. L'épaisseur des parois de cette dernière conduite varie de 6 mm (là où elle est raccordée à la première conduite) à 16 mm (0,625 pouces) (là où elle rentre dans la centrale hydroélectrique). La centrale électrique dispose de deux turbines Pelton à axe horizontal de 6 MW, tournant à 900 tr/min, directement raccordées à des génératrices synchrones. Les systèmes de contrôle et de sécurité sont également installés dans cette centrale. L'électricité est produite à une tension de 13,4 kV et transformée à 69 kV dans la sous-station électrique voisine de la centrale. Un canal de fuite de 30 m permet de retourner l'eau au Rio Pasabien.
Leçons à tirer
- Droits des terrains : Pour qu'un projet hydroélectrique puisse être un succès, il est indispensable d'obtenir les droits d'exploitation nécessaires sur les terrains convoités. Pour le projet Pasabien, il y a eu un manque d'informations lors de la reconnaissance du site ce qui a conduit à des difficultés et à des coûts additionnels pour obtenir les droits fonciers.
- Raccordement entre les tunnels et les conduites forcées : Comprendre les difficultés d'un site sur le plan géologique peut être extrêmement coûteux et difficile. Lors de la construction du projet de Pasabien, des problèmes imprévus de géotechnique ont été rencontrés lorsqu'il a fallu connecter la sortie du dernier tunnel à la conduite forcée. La roche avait une résistance insuffisante sur les 60 derniers mètres du tunnel et il a fallu prolonger et réaligner la conduite forcée à ce niveau.
- Débits de crue : Pour assurer le succès d'un projet hydroélectrique, il est important de bien estimer le débit de crue à la conception. Lors de la construction du projet Pasabien, l'ouragan Mitch a créé des crues exceptionnelles dans la région du Rio Hondo, qui étaient beaucoup plus élevées que celles qui avaient été prévues à la conception. Heureusement, seulement une partie du barrage et des prises d'eau avaient été réalisées, limitant les dommages causés aux équipements de construction qui se trouvaient sur le site à ce moment-là. Étant donné l'ampleur de cette tempête, il a été décidé d'adopter de nouvelles références de conception pour les vannes du réservoir, permettant ainsi de laisser passer des débits de crue beaucoup plus grands.
Le projet Pasabien a été développé peu de temps après que le gouvernement du Guatemala ait déréglementé le marché de l'électricité à l'échelle du pays. Le Guatemala connaissait des pénuries d'électricité et souhaitait encourager les investissements privés dans le secteur de la production d'électricité en accordant des contrats pour lesquels le gouvernement faisait preuve d'un esprit de négociation et d'ouverture. Cependant, le gouvernement a décidé récemment d'arrêter d'offrir des telles conditions d'achat d'électricité à long terme. Les projets du secteur privé peuvent toujours être construits mais l'électricité doit être vendue à un distributeur ou à un courtier en énergie. De plus, les évaluations environnementales et l'approbation des projets deviennent de plus en plus difficiles, longues et coûteuses. Par conséquent, le développement de nouveaux projets a chuté de manière significative au Guatemala.
Photo
Travaux de génie civil d'une centrale hydro - Barrage, Pasabien, Guatemala
Références
- Arrivillaga, Raul Aguilar, « Communications personnelles », Consultora Centroamericana, S.A., 2002.
- Bennett, Kearon, « Communications personnelles », Ottawa Engineering, 2002.
- Gonzalez, Heber, « Communications personnelles », Inversiones Pasabien, S.A., 2002.
