© Samuël Simard, 2017
Potentiel d'utilisation de l'énergie éolienne pour les
mines du Grand Nord canadien
Mémoire
Samuël Simard
Maîtrise en génie des mines - avec mémoire
Maître ès sciences (M. Sc.)
iii
Résumé
Les coûts de production d’électricité élevés ainsi que la présence de forts vents pour le Grand Nord canadien créent un contexte favorable à l’implantation du jumelage éolien-diésel pour les réseaux autonomes. Situé sur le site de la mine Raglan, la première éolienne industrielle du Nunavik a produit un total de 8,3 millions de kWh à sa première année d’utilisation. Pour les années à venir, elle devrait atteindre son objectif de production de 9,4 millions de kWh, permettant une économie de carburant de 2,4 millions de litres. En fonction de ces performances, un taux de rendement interne après impôt de 22,4% est calculé pour le projet éolien. Basé sur ces résultats, les logiciels Homer Pro et RETScreen 4 sont utilisés pour calculer les performances techniques et économiques de l’ajout d’éoliennes et de systèmes de stockage d’énergie au réseau actuel de la mine. Il est calculé que chaque éolienne additionnelle diminue la rentabilité du projet, son taux d’intégration étant inférieur. Le stockage d’énergie électrique par une roue inertielle et par une batterie lithium-ion est, en présence de 2 ou 3 éoliennes, des options économiques viables lorsque leur puissance nominale est inférieure à 20% de la puissance nominale des éoliennes. Pour sa part, le stockage d’énergie par une boucle d’hydrogène s’avère une alternative plus coûteuse. Considéré comme une alternative à l’utilisation de systèmes de stockage d’énergie comme réserve opérationnelle, un générateur pouvant fonctionner à faible taux de charge permettrait des économies de carburant plus importantes que les systèmes de stockage d’énergie.
iv
Abstract
The high cost of electricity generation combined with the presence of strong winds in Canada’s Great North are creating a favorable context for wind-diesel implementation in remote electric grid. Located at Raglan mine site, the first industrial wind mill in Nunavik has produced a total of 8,3 millions kWh at his first operational year. For years to come, it should achieve its objective to produce 9,4 millions kWh of wind power, allowing annual fuel savings of 2,4 millions litres of diesel. In accordance with those performances, an internal return rate of 22,4% is calculated for the wind project. Based on those results, Homer Pro and RETScreen 4 softwares are used to calculate technical and economical performances of additionnal wind power and energy storage to this remote grid. It is calculated that each additionnal wind turbine is lowering the economic value of the project, as its integration rate is lower. Energy storage by mean of a fly-wheel or a lithium-ion battery are, in presence of 2 or 3 wind turbines, economic options for a power rating lower than 20% of the wind turbines rated power. A third storage option considered, hydrogen production is evaluated more expensive. Considered as an alternative to energy storage, a genset able to work at low load ratio would create more fuel savings than the energy storage options evaluated.
v
Table des matières
Résumé ...iii
Abstract ... iv
Table des matières ...v
Liste des figures ... vii
Liste des tableaux ... viii
Liste des équations ... viii
Liste des abréviations ... ix
Définitions ... ix
Remerciements ... x
CHAPITRE 1: INTRODUCTION ... 1
CHAPITRE 2: REVUE DE LITTÉRATURE ... 5
2.1BESOINS ÉNERGÉTIQUES POUR LES MINES DU GRAND NORD CANADIEN ... 5
2.1.1 SOURCE D’ÉNERGIE DES MINES ... 5
2.2POTENTIEL ÉOLIEN POUR LE GRAND NORD CANADIEN ... 8
2.2.1L’ÉNERGIE ÉOLIENNE ... 8
2.2.2L’INFLUENCE DE LA VITESSE DU VENT ... 10
2.2.3UTILISATION DE L’ÉNERGIE ÉOLIENNE À TRAVERS LE MONDE ... 14
2.3RÉSEAUX AUTONOMES ... 16
2.4SYSTÈMES HYBRIDES DE PRODUCTION D’ÉNERGIE ... 18
2.5STOCKAGE DE L’ÉNERGIE ... 19
2.6LOGICIELS DE CALCULS UTILISÉS ... 22
CHAPITRE 3 : ANALYSE DU FONCTIONNEMENT DE L’ÉOLIENNE DE RAGLAN ... 24
3.1 INTRODUCTION ... 24
3.2 CONFIGURATION DE L’ÉOLIENNE DANS LE RÉSEAU ÉLECTRIQUE DE LA MINE ... 25
3.3 MESURES ET DESCRIPTION DU VENT POUR LA PREMIÈRE ANNÉE D’UTILISATION DE L’ÉOLIENNE ... 27
3.4 PERFORMANCES MESURÉES DE L’ÉOLIENNE ... 32
3.5ANALYSE DES SOURCES DE DYSFONCTIONNEMENT ... 37
3.6CALCUL DE LA PERFORMANCE ÉCONOMIQUE DE L’ÉOLIENNE. ... 42
3.7ANALYSE DE SENSIBILITÉ POUR L’ÉOLIENNE. ... 48
3.8ANALYSE DES BÉNÉFICES ENVIRONNEMENTAUX ... 50
vi
CHAPITRE 4 : ANALYSES TECHNIQUE ET ÉCONOMIQUE DU TAUX DE PÉNÉTRATION ÉOLIEN OPTIMAL POUR LE SITE
MINIER DE RAGLAN ... 52
4.1INTRODUCTION ... 52
4.2DESCRIPTION DES COMPOSANTES DU RÉSEAU AUTONOME ET DE LA MÉTHODOLOGIE ... 53
4.3PERFORMANCES TECHNIQUES DES SCÉNARIOS ÉOLIENS ... 63
4.4PERFORMANCES ÉCONOMIQUES DES SCÉNARIOS ÉOLIENS ... 66
4.5PERFORMANCES ENVIRONNEMENTALES DES SCÉNARIOS ÉOLIENS ... 69
4.6CONCLUSION ... 70
CHAPITRE 5 : ANALYSES TECHNIQUE ET ÉCONOMIQUE DU STOCKAGE DE L’ÉNERGIE POUR LE SITE MINIER DE RAGLAN ... 71
5.1INTRODUCTION ... 71
5.2STOCKAGE DE L’ÉNERGIE AVEC LA ROUE INERTIELLE ... 73
5.2.1INTRODUCTION ... 73
5.2.2MÉTHODOLOGIE ... 74
5.2.3PERFORMANCES TECHNIQUES ... 76
5.2.4PERFORMANCES ÉCONOMIQUES ... 79
5.2.5.CONCLUSION ... 82
5.3STOCKAGE DE L’ÉNERGIE AVEC LA BATTERIE LITHIUM-ION ... 83
5.3.1INTRODUCTION ... 83
5.3.2MÉTHODOLOGIE ... 84
5.3.3PERFORMANCES TECHNIQUES ... 87
5.3.4PERFORMANCES ÉCONOMIQUES ... 89
5.3.5.CONCLUSION ... 93
5.4STOCKAGE DE L’ÉNERGIE AVEC LA BOUCLE À HYDROGÈNE ... 94
5.4.1INTRODUCTION ... 94
5.4.2MÉTHODOLOGIE ... 95
5.4.3PERFORMANCES TECHNIQUES ... 96
5.4.4PERFORMANCES ÉCONOMIQUES ... 99
5.4.5.CONCLUSION ... 101
CHAPITRE 6 : ANALYSES DE L’ÉOLIEN POUR UNE COMMUNAUTÉ NORDIQUE ...102
6.1INTRODUCTION ... 102
6.2DESCRIPTION DU RÉSEAU AUTONOME ... 103
6.3RÉSULTATS OBTENUS ... 105
6.4CONCLUSION ... 106
CHAPITRE 7 : CONCLUSION GÉNÉRALE ...107
BIBLIOGRAPHIE ...110
ANNEXE 1 : PROFILS ÉOLIENS ...113
vii
Liste des figures
Figure 1.1: Localisation de la mine Raglan ... 3
Figure 2.1: Coût de l'électricité pour les pays producteurs de Cu ... 6
Figure 2.2: Courbe de puissance en fonction du vent ... 11
Figure 2.3: Coefficient de puissance en fonction du vent ... 12
Figure 2.4: Vitesse des vents au Canada ... 13
Figure 2.5: Puissance éolienne installée pour le monde ... 14
Figure 2.6: Génération d'électricité à l’échelle mondiale ... 15
Figure 2.7: Puissance éolienne installée par pays ... 16
Figure 2.8: Éléments constitutifs d'un réseau autonome fictif ... 17
Figure 2.9: Compilation des performances pour différents types de stockage d'énergie 22 Figure 3.1 : Schéma unifilaire simplifié du réseau électrique ... 26
Figure 3.2 : Distribution de la vitesse du vent et coefficient de Weibull ... 29
Figure 3.3 : Rosette de la direction du vent ... 30
Figure 3.4 : Énergie produite par l'éolienne pour chaque mois ... 33
Figure 3.5 : Énergie éolienne mensuelle cumulative ... 35
Figure 3.6 : Bilan cumulatif depuis le mois de mars 2015... 36
Figure 3.7 : Disponibilité mensuelle de l'éolienne ... 37
Figure 3.8 : Nombre d'épisodes de dégivrages ... 38
Figure 3.9 : Épisodes de dégivrage en fonction de la température ... 39
Figure 3.10 : Bilan mensuel des sources de dysfonctionnement ... 40
Figure 3.11 : Bilan annuel de l'éolienne ... 41
Figure 3.12 : Taux de rendement interne en fonction du prix du litre de diésel ... 47
Figure 3.13 : Analyse de sensibilité pour l’éolienne de Raglan ... 48
Figure 4.1 : Courbe de puissance de l'éolienne ... 54
Figure 4.2 : Fréquence cumulative de la vitesse du vent ... 56
Figure 4.3 : Vent et puissance produite par les éoliennes, en date du 15 janvier ... 57
Figure 4.4 : Charge électrique mensuelle ... 58
Figure 4.5 : Répartition de la charge électrique pour le 15 janvier ... 59
Figure 4.6 : Répartition de la charge électrique du 15 janvier avec la présence d'une éolienne ... 60
Figure 4.7 : Répartition de la charge électrice du 15 janvier avec la présence de 4 éoliennes ... 61
Figure 4.8 : Économie de carburant et taux d'intégration pour les 6 scénarios ... 65
Figure 4.9 : Taux de rendement interne selon le prix du carburant ... 68
Figure 5.1 : Économies de carburant réalisées par la roue inertielle ... 77
Figure 5.2: Retour simple sur l'investissement pour la roue inertielle ... 79
Figure 5.3: Prix du kilowattheure produit par la roue inertielle ... 80
viii
Figure 5.5 : Économie de carburant pour le stockage d’énergie par la batterie lithium-ion
... 87
Figure 5.6: Retour simple sur l'investissement pour la batterie Li-ion ... 89
Figure 5.7: Prix du kilowattheure produit par la batterie Li-ion ... 91
Figure 5.8: Économie de carburants pour la boucle d'hydrogène ... 97
Figure 5.9: Retour simple sur l'investissement pour la boucle d'hydrogène ... 99
Figure 5.10: Prix du kilowattheure produit par la boucle d'hydrogène ... 100
Figure 6.1 : Charge annuelle pour la communauté de Salluit ... 104
Figure 6.2 : Vitesse mensuelles moyennes pour la communauté de Salluit ... 104
Liste des tableaux
Tableau 2.1 : Facteur d'utilisation pour différents projets éoliens ... 10Tableau 3.1 : Vent mensuel moyen ... 28
Tableau 3.2 : Températures mensuelles moyennes et minimales ... 31
Tableau 3.3 : Sommaire des résultats de la première année d'opération de l'éolienne . 41 Tableau 3.4 : Principaux paramètres financiers de l’analyse économique ... 44
Tableau 3.5 : Résultats financiers ... 46
Tableau 4.1 : Description des scénarios éoliens ... 54
Tableau 4.2 : Performances techniques pour les 6 scénarios ... 64
Tableau 4.3 : Principaux résultats de l'analyse des scénarios ... 66
Tableau 4.4 : Taux de rendement interne selon le prix du carburant ... 67
Tableau 4.5 : Performances environnementales des scénarios ... 69
Tableau 5.1 : Détails des scénarios éoliens et du stockage d'énergie ... 74
Tableau 5.2: Paramètres financiers de l'analyse économique ... 76
Tableau 5.3 : Meilleures performances économiques pour la roue inertielle ... 81
Tableau 5.4 : Détails des scénarios éoliens et du stockage d'énergie pour la batterie lithium-ion ... 84
Tableau 5.5 : Meilleures performances économiques pour la batterie Li-ion ... 92
Tableau 5.6 : Détails des scénarios éoliens et du stockage d'énergie pour la boucle à hydrogène ... 95
Tableau 5.7 : Meilleures performances économiques pour la boucle d’hydrogène ... 101
Liste des équations
Équation 2.1 : La puissance d'une éolienne ... 8ix
Liste des abréviations
CAD : dollar canadien CNG: gaz naturel comprimé ETR: éléments des terres rares GES : gaz à effet de serre
GIEC: groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat GW : gigawatt
LNG : gaz naturel liquéfié kW : kilowatt
kWh : kilowattheure
MERN : Ministère de l’Énergie et des Ressources naturelles MW : mégawatt
MWh : mégawattheure
UNEP: programme des Nations-Unies pour l’environnement
Définitions
Disponibilité : Pourcentage de l’année pendant lequel l’éolienne peut produire de l’énergie s’il y a du vent.
Facteur d’utilisation : Ratio entre l’énergie totale produite annuellement par une éolienne et l’énergie qu’elle produirait si elle fonctionnait à sa puissance nominale durant l’année entière.
Puissance nominale : Puissance opérationnelle maximale permise par une source d’électricité
Taux de rendement interne : Mesure financière actualisée permettant d’évaluer la performance d’un investissement en relation de la taille de l’investissement initial.
x
Remerciements
Ce travail résulte d’une collaboration incluant l’Université Laval, l’Université du Québec à Trois-Rivières ainsi que la compagnie Tugliq.
J’aimerais remercier la compagnie Tugliq d’avoir pris part au projet. Par l’accès privilégié aux données ainsi que le support financier, ils m’ont permis de mener à bien le projet. Je remercie en particulier Justin Bulota, Nicolas Séguin et Laurent Abbatiello pour les riches informations divulguées ainsi que Pierre Rivard pour son engagement à former une prochaine génération de professionnels hautement qualifiés.
De l’Université Laval, je remercie mon directeur de recherche le professeur Konstantinos Fytas qui a donné l’orientation du projet tout au long de mon parcours. Son expertise a grandement contribué à la qualité du travail. Également, je remercie les professeur Jacek Paraszczak et Marcel Laflamme pour leur contribution technique au projet de recherche. Je tiens à souligner la contribution du professeur Kodjo Agbossou ainsi que M.Alben Cardenas Gonzalez de l’Institut de recherche sur l’hydrogène à l’Université du Québec à Trois-Rivières. Leurs connaissances au niveau électrique et au niveau de l’hydrogène ont été d’une grande utilité.
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Chapitre 1: Introduction
Les coûts énergétiques élevés combinés à la présence de forts vents font du Grand Nord canadien une région propice à l’utilisation de l’énergie éolienne pour la production d’électricité. Actuellement, ces réseaux autonomes sont alimentés par la combustion de carburant diésel ce qui engendre des coûts élevés, une vulnérabilité financière face à un élément externe, en plus de générer des gaz à effet de serre. Dans un objectif de mitiger ces éléments, l’utilisation du jumelage éolien-diésel pour les sites miniers du Grand Nord canadien sera évalué d’un point de vue technique et économique.
Le Canada est un producteur important de plusieurs métaux de base (Fe-Cu-Zn-Ni-Ti-Pb) et de métaux précieux (Au, Ag). Bien qu’il existe toujours de nouveaux projets miniers en développement dans les régions matures (Sudbury, Abitibi), depuis quelques décennies, on observe un nombre croissant de projets miniers dans le Grand Nord, loin des infrastructures existantes. En plus des mines existantes ayant vu jour depuis 1990: Raglan, Meadowbanks, Diavik, Canadian Royalties, Ekati et Victor, plusieurs projets sont en phase de développement avancé : Renard (diamants), Strange Lake (ETR), Detour Gold (Au), The Ring of Fire (EGP, Ni), NICO (Au,Ni,Co), Hope Advance (Fe), Lac Ottelnuk (Fe), etc. La région entourant Kuujjuaq, située dans la fosse du Labrador, attire beaucoup d’investissement d’exploration pour l’or, le nickel, le fer, en plus des intérêts en attente pour l’uranium. Le Grand Nord canadien est devenu une des nouvelles frontières pour l’exploration minérale.
Les grands projets industriels doivent prendre en considération une multitude de facteurs permettant d’optimiser leurs coûts de production. Ces facteurs incluent des paramètres tels que le coût, la disponibilité et la qualification de la main d’œuvre, les taux d’imposition, les subventions accordées par les paliers de gouvernement, le coût de l’énergie ainsi que la chaine d’approvisionnement en matière première. Un des éléments qui distingue les projets miniers des autres projets industriels est la prépondérance de l’importance accordée à la localisation de la matière première sur la localisation de la mine. Dans la plupart des cas, une grande quantité et qualité de minerai sont des conditions suffisantes pour démarrer un projet minier, et ce peu importe la localisation. Il
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en découle que les mines sont souvent retrouvées dans des environnements isolés, éloignés des grands centres de population, des infrastructures et des réseaux électriques. Les infrastructures doivent être construites, la main d’œuvre doit être déplacée sur le site et un réseau électrique indépendant doit être construit pour alimenter en énergie les différents besoins de la mine et des employés. Ces régions isolées peuvent présenter des conditions atmosphériques difficiles, soit par des chaleurs extrêmes, soit par l’aridité du climat, soit par l’altitude élevée, ou encore, être situées sous les latitudes polaires. Par exemple, les mines canadiennes de Raglan, Diavik et Meadowbank sont toutes situées au nord du 60e parallèle.
En avril 2016, le gouvernement du Québec a lancé sa politique énergétique pour l’horizon 2030. Elle définit notamment des objectifs de réduire de 40% la consommation de produits pétroliers ainsi que d’augmenter la production totale d’énergie renouvelable de 25%. Notamment pour les sites en réseaux autonomes, la politique vise à soutenir les projets de conversion de la production d’électricité à partir de combustibles fossiles par des sources d’énergies renouvelable (Gouvernement du Québec, 2016). Également, le gouvernement du Québec a lancé un plan ambitieux d’investissement pour les régions situées au nord du 49e parallèle. Le Plan Nord du Gouvernement du Québec vise des
investissements de 50 milliards d’ici 2035, incluant principalement des investissements en infrastructures routières, ferroviaires et portuaires. Le budget 2014-2015 du Québec contient notamment des mesures de 20 millions pour le lancement d’une étude pour la création d’un 3e lien ferroviaire sur la Côte-Nord, 100 millions pour la formation des
populations autochtones et d’un milliard pour la création d’un Capital Mines Hydrocarbures.
En termes de changements climatiques, les régions nordiques sont parmi les régions les plus fortement touchées. Le GIEC a montré que la température moyenne a déjà augmenté de 2°C (Stocker et. al., 2013) pour certaines régions du nord canadien. Ces températures plus élevées retardent l’apparition des glaces arctiques et modifient les habitudes de vie d’espèces animales. Ces conséquences ont des impacts directs sur les populations locales et leurs habitudes de vie et de chasse.
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L’énergie éolienne pour le Grand Nord canadien a fait l’objet de travaux antérieur, incluant des campagnes de mesures de vent, ainsi qu’une évaluation primaire du potentiel de jumelage éolien-diésel pour les sites miniers par Weis et Maisan (2007). La mine de Diavik fut la première utilisatrice par la mise en service de 4 éoliennes de 2,3 MW en 2012. En 2014, la compagnie Tugliq a réaffirmé l’intérêt pour les projets de jumelage éolien-diésel au Canada par l’inauguration de la première éolienne industrielle du Nunavik sur le site minier de Raglan dont la localisation est montrée sur la figure 1.1.
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Dans ce contexte, ce projet de recherche vise en premier lieu à déterminer les performances atteintes par l’éolienne au cours de sa première année d’opération. L’analyse en temps-réel des performances a permis de générer des données précises permettant de bien chiffrer les résultats atteints. Divers bilans mensuels et annuels ont été produits afin de les détailler et de déterminer les performances à espérer pour les années à venir. Ces performances techniques ont été convertis en paramètres financiers afin d’évaluer les performances atteintes par l’éolienne au point de vue économique. Par la suite, un travail de modélisation a permis d’évaluer les performances techniques et économiques pour un taux de pénétration supérieur. Six scénarios comportant respectivement de 1 à 6 éoliennes ont été évalués. En présence d’éoliennes multiples, des surplus électriques sont produits, ne pouvant être intégrés dans le réseau autonome de la mine. Ces surplus peuvent être valorisés par des méthodes de stockage de l’énergie électrique. Trois méthodes ont été évaluées pour différentes plages de puissance de stockage, selon quatre scénarios éoliens. Les méthodes évaluées correspondent à des multiples entiers de l’équipement qui a été installé sur le site de Raglan à l’automne 2015. On retrouve une roue inertielle d’une puissance de 250 kW, une batterie lithium-ion de 250 kW ainsi qu’une boucle d’hydrogène de 200 kW. Finalement, la méthode de modélisation développée ainsi que les données de performance obtenues seront utilisées afin d’évaluer l’intérêt pour les communautés autochtones proximales du jumelage éolien. Malgré la rigueur des éléments présents dans le Grand Nord canadien, ce riche territoire est à l’aube de changements importants qui représentent une opportunité pour l’innovation technologique.
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Chapitre 2: Revue de littérature
2.1 Besoins énergétiques pour les mines du Grand Nord canadien
Les mines sont de grands consommateurs d’énergie puisque chacune des étapes de la production requiert une grande quantité d’énergie. La puissance maximale des opérations minières canadiennes se situe entre 10 MW pour le projet de mine à ciel ouvert de diamants Renard (Stornoway Diamond, 2013) et quelques centaines de MW pour les grandes mines de fer situées dans la fosse du Labrador. Les opérations de broyage sont particulièrement énergivores, pouvant représenter entre 50 et 60% de l’énergie d’une mine à ciel ouvert (Jurbin, 2009). Le déplacement des roches par des équipements de halage requiert également une dépense énergétique importante. Ces camions géants peuvent consommer plus d’un million de litres de diésel par année. À l’échelle canadienne, 30% des besoins énergétiques industriels du pays sont consommés par l’industrie minière. Les tendances à venir pour l’industrie sont des opérations minières de plus grandes tailles et des gisements à teneurs inférieures, nécessitant une plus grande quantité d’énergie par tonne de métal obtenue. Il en résulte une augmentation de la prévision des coûts énergétiques, de 15 à 20% actuellement, vers 35 à 45% des coûts opérationnels (Concha, 2012). Également, pour suffire à la demande des économies émergentes, l’industrie minérale devra tripler sa production d’ici 25 ans (Notes de cours, Laflamme, 2014). Ces trois facteurs combinés indiquent qu’une augmentation significative des besoins énergétiques des mines est à prévoir dans les années à venir. 2.1.1 Source d’énergie des mines
L’approvisionnement énergétique des mines varie en fonction de leur localisation et de l’accessibilité des réseaux de distribution nationaux. Les principaux vecteurs énergétiques employés sont l’électricité, le diésel, le propane et le gaz naturel.
Tout d’abord, l’électricité est requise pour faire fonctionner les broyeurs, la ventilation, le pompage, les procédés de séparation du minerai, les monte-charges et les bâtiments du complexe minier. Au Canada, la manière privilégiée pour obtenir de l’électricité est le raccordement au réseau national. Les prix d’achat du kWh électrique sont avantageux au Canada par rapport aux autres pays, tel que présenté par la figure 2.1. Le prix de
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0,053 CAD par kWh est une moyenne canadienne, ce prix variant pour chaque province. Elles offrent généralement un tarif réduit pour les consommateurs de grande puissance, par exemple, dans la province du Québec, le tarif L est de 0,0317 CAD par kWh (Hydro Québec, 2015).
Figure 2.1: Coût de l'électricité pour les pays producteurs de Cu
Source : Villarino, 2012
La construction d’une ligne électrique raccordant le projet minier au réseau national peut coûter jusqu’à 1,2 million par kilomètre pour des projets miniers en région éloignée. Lorsque la distance entre le projet minier et la ligne haute tension la plus proche est grande, le coût de raccordement devient trop dispendieux. Par exemple, la mine Raglan se trouve à une distance de plus de 800 km de la ligne électrique la plus proche. Dans cette situation, l’électricité est produite à partir de génératrices alimentées au diésel. Dans ce cas, pour chaque kWh produit, le coût du carburant seul est de 0,26 $/kWh (pour du carburant diésel à 1$/L) auquel il fait ajouter les frais de transport, d’entreposage et de transvasement.
Les véhicules mobiles, tels que les camions à minerais, utilisent le diésel comme source d’énergie. Il existe quelques exceptions, telles que les véhicules à piles à combustible qui sont en essai par la minière Anglo American et les camions assistés par
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pantographe électrique. Divers projets de recherche visent également à équiper les camions de batteries et de super condensateurs. L’utilisation de piles à combustible pourrait devenir une solution intéressante pour les mines souterraines puisque leur utilisation permettrait potentiellement des économies croisées au niveau d’une réduction des besoins de ventilation. Le diésel ou le propane sont utilisés pour les besoins en chaleur de la mine, des bâtiments et des procédés tels que : la climatisation des mines souterraines et le séchage du minerai.
Récemment, le faible coût du gaz naturel crée une alternative économique à l’utilisation du diésel. Possédant une très faible densité énergétique (50 MJ/m3), soit
l’équivalent énergétique d’un litre d’essence, il doit être comprimé (GNC) ou liquéfié (GNL) afin d’atteindre une densité énergétique suffisante pour permettre son transport. Le GNC est choisi pour un transport sur de courtes distances, alors que le GNL est l’option privilégiée pour les déplacements sur de grandes distances. Le GNL a été retenu pour approvisionner en énergie la mine diamantifère de Stornoway Diamond, dont la construction est actuellement en cours. Pour sa part, le projet d’exploration de Sage Gold, dans la région de Timmins, voudrait miser sur le GNC puisqu’un pipeline se situe à 2 km de sa propriété. Également, divers projets d’utilisation de GNL sont en évaluation pour alimenter les locomotives reliant les mines de fer de la fosse du Labrador.
Depuis 2010, plusieurs compagnies minières ont fait le choix d’intégrer à certains projets miniers des sources d’énergies renouvelables afin de combler une partie de leurs besoins énergétiques. Bien que l’idée ne soit pas nouvelle, l’industrie minière s’est montrée, historiquement, réticente à intégrer les énergies renouvelables jugées trop chères, pas suffisamment fiables et non prouvées (Lydan 2013). Le diésel était la source d’énergie privilégiée puisqu’elle offre une grande fiabilité et une simplicité de gestion de l’approvisionnement à des prix, historiquement, évitant toute compétition. Cette situation a changé depuis 2008, plusieurs projets miniers ayant misé sur le solaire ou l’éolien comme source d’appoint afin de réduire leurs dépenses énergétiques. Le diésel reste toutefois la source d’énergie majeure pour ces projets.
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2.2 Potentiel éolien pour le Grand Nord canadien 2.2.1 L’énergie éolienne
L’air en mouvement contient une quantité d’énergie cinétique qui est fonction de sa densité et de la vitesse de son déplacement par rapport à la surface de la terre. Ces déplacements d’air sont le résultat d’une absorption inégale de la chaleur des rayonnements solaires ainsi que du mouvement de rotation de la Terre. Une éolienne utilise un flux d’air p, traversant une section A pour transformer l’énergie cinétique du vent en énergie cinétique rotationnelle des pales. L’équation 2.1 présente la relation entre la densité de l’air, la surface balayée par les pales, la vitesse du vent et la puissance générée par l’éolienne.
Équation 2.1 : La puissance d'une éolienne P = 1
2 ρ A V 3
où P : la puissance (en W)
ρ : la densité de l’air (en kg/m3)
A : la surface balayée par les pales (en m2)
V : la vitesse du vent (en m/s)
Ainsi, comme présentée, la puissance éolienne augmente en fonction du cube de la vitesse du vent. C’est donc le facteur le plus important à prendre en considération. La section suivante donne plus de détails sur l’influence de la vitesse du vent. Également, la surface balayée par les pales augmente au carré du rayon, soit la longueur des pales. Par exemple, des pales de 40 mètres couvrent une surface 1,78 fois plus grande que des pales de 30 mètres.
L’énergie est ensuite convertie en électricité par un générateur. Ce générateur contient un rotor, composé d’une couronne d’aimants et d’un stator, composé d’une multitude de fils de cuivre enroulés en bobine. L’énergie électrique produite est traduite en courant alternatif par un alternateur, pour être ensuite intégrée au réseau de distribution.
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Les éoliennes sont normalement catégorisées par leur puissance nominale. Ce chiffre présente la puissance maximale produite par l’éolienne, ce qui est différent de la puissance produite. La puissance produite, présentée sur la figure 2.2, est fonction de la vitesse du vent. On peut considérer qu’un vent minimum de 5 m/s est nécessaire pour vaincre les pertes diverses et produire une énergie significative. La puissance générée augmente ensuite avec le cube de la vitesse du vent, jusqu’à atteindre la puissance nominale, vers 18 m/s. Lorsque la puissance nominale est atteinte, la puissance produite en fonction de la vitesse du vent reste constante. Finalement, pour des vents de plus de 25 m/s, l’éolienne cesse de produire de l’électricité, afin de protéger l’intégrité des composantes.
La puissance produite est ajustée par l’angle d’incidence du vent sur les pales. Ces dernières sont pivotées afin de modifier leur angle d’attaque et offrir la résistance recherchée face au vent. Il existe également des éoliennes dont les pales s’ajustent automatiquement, sans mouvement de rotation, pour diminuer la résistance au vent lorsqu’il augmente.
Le facteur d’utilisation est le ratio entre l’énergie totale produite annuellement par une éolienne et l’énergie qu’elle produirait si elle fonctionnait à sa puissance nominale durant l’année entière. Ce ratio est très important pour les énergies renouvelables puisqu’il permet de donner une bonne interprétation sur la variabilité de la disponibilité de la ressource. Par exemple, dans le cas des panneaux solaires, le facteur d’utilisation est d’environ 20% pour les régions montrant un fort ensoleillement, puisque le soleil est absent durant la nuit, que l’angle d’incidence n’est pas optimal le matin et le soir et que le rayonnement solaire est plus faible en hiver. Pour l’éolien, les facteurs d’utilisation normaux, pour une région montrant un bon potentiel éolien, sont de l’ordre de 30% et peuvent atteindre 40% (Patel, 2006). Trainer (2007) est beaucoup moins optimiste sur les facteurs d’utilisations de l’éolien, mentionnant pour des sites ayant un moins fort potentiel éolien atteignant des facteurs d’utilisation de l’ordre de 20%, voir tableau 2.1. Pour l’éolien, la principale contrainte au facteur d’utilisation est la vitesse du vent puisque les arrêts pour maintenance ou réparation occupent moins de 5% des heures annuelles (Patel, 2006). Considérant un facteur d’utilisation de 33%, une éolienne ayant une
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puissance nominale de 3 MW produirait annuellement 8760 MWh, soit l’équivalent de de la consommation énergétique de 235 maisons unifamiliales.
Tableau 2.1 : Facteur d'utilisation pour différents projets éoliens Localisation des projets éoliens Année Facteur d’utilisation Angleterre et Pays de Galles - 27%(1)
Pays-Bas, Allemagne, Danemark, Suède 2000 24%(2)
Danemark 1998 22%(2)
Pays-Bas 1998 18%(2)
Source : (1)Patel, 2006 (2)Trainer, 2007
2.2.2 L’influence de la vitesse du vent
La puissance produite par l’éolienne augmente en fonction du cube de la vitesse du vent jusqu’à atteindre la puissance nominale de l’éolienne. C’est donc un paramètre fondamental influençant la viabilité économique des projets éoliens. Des courbes de puissances sont calculées par les manufacturiers pour les éoliennes qu’ils produisent. La courbe de puissance permet de prévoir l’énergie produite selon le vent annuel moyen et la distribution des vitesses de vent. La figure 2.2 présente la courbe de puissance en fonction de la vitesse du vent pour l’éolienne de 3 MW E-82 d’Enercon. Le coefficient de puissance figure à titre indicatif, sans unité.
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Figure 2.2: Courbe de puissance en fonction du vent
Source : Enercon 2010, Product overview
Pour sa part, le coefficient de puissance possède un maximum théorique qui indique que 59.3% de l’énergie cinétique du vent peut être transférée aux pales. Cependant, les contraintes de faisabilités techniques et d’optimisation de la puissance sur la plage de variation du vent impliquent d’une fraction moins importante de l’énergie disponible soit recueillie. La figure 2.3 présente le pourcentage d’énergie recueilli du vent en fonction de sa vitesse pour une éolienne de type Enercon E-82 de 3 MW ayant trois pales. La courbe de puissance figure à titre indicatif, sans unité.
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Figure 2.3: Coefficient de puissance en fonction du vent
Source : Enercon 2010, Product overview
Weiss et Maissan (2007) ont utilisé le logiciel Homer pour calculer le vent minimum requis pour rentabiliser des éoliennes en systèmes hybrides éolien-diésel, pour des communautés et des projets miniers hors réseaux. Leur travail démontre qu’un vent ayant une vitesse moyenne minimale de 5 à 6 m/s est nécessaire, selon le type de réseau. En excluant toute subvention gouvernementale, la vitesse moyenne minimale augmente d’environ 1 m/s. La figure 2.4 montre le potentiel éolien du Canada, qui est généralement plus grand au nord du pays qu’au sud, plus densément peuplé
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Figure 2.4: Vitesse des vents au Canada
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2.2.3 Utilisation de l’énergie éolienne à travers le monde
L’énergie éolienne a connu une progression marquée depuis les 2 dernières décennies. La puissance nominale installée a connu une croissance moyenne de 28% sur les 18 dernières années, pour atteindre une puissance installée de 319 000 MW. Ceci correspond à une population d’environ 150 000 éoliennes, soit une éolienne par 50 000 humains. Une estimation rapide, en utilisant un facteur de capacité moyen de 20%, indique que l’énergie éolienne produite, soit environ 560 TWh, correspond à 2,5% des 22 668 TWh d’électricité générés en 2012 à l’échelle mondiale, ou encore, à la moitié des 1064 TWh produits en 2012 par des sources d’énergie renouvelable autres qu’hydroélectriques. Ainsi, tel que montré par la figure 2.5, l’énergie éolienne connait une progression exponentielle constante et significative, mais, à l’échelle mondiale, elle demeure une source d’énergie primaire marginale, selon la figure 2.6. Pour cette figure, l’éolien fait partie des ‟autres″ sources d’électricité, qui, avec le solaire photovoltaïque, la géothermie et le solaire thermique, totalisent 5% de la production d’électricité mondiale en 2012.
Figure 2.5: Puissance éolienne installée pour le monde
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Figure 2.6: Génération d'électricité à l’échelle mondiale
Source : IEA, 2013
Les pays ayant la plus grande puissance installée sont la Chine, les États-Unis, l’Allemagne et l’Espagne, tel que présenté sur la figure 2.7. Les Pays-Bas se démarquent également, ayant environ 20% de leur énergie produite par l’éolien. Le Canada possède 11 205 MW d’installés, dont 3 262 MW étant située au Québec (CanWEA, 2015).
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Figure 2.7: Puissance éolienne installée par pays
Source : theWindPower.net
2.3 Réseaux autonomes
Un réseau autonome est un réseau électrique qui n’est pas relié à un réseau électrique intégré. Il contient une charge électrique, une ou plusieurs sources d’électricité, un régulateur et peut contenir du stockage d’énergie. Au niveau des sources d’énergie, plusieurs options sont possibles incluant notamment des génératrices au diésel, des éoliennes, des panneaux solaires, des piles à combustible ou des petites centrales hydroélectriques. La figure 2.8 présente les composantes possibles d’un réseau autonome fictif.
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Figure 2.8: Éléments constitutifs d'un réseau autonome fictif
Source : Siemens AG 2013
Les réseaux autonomes doivent être en mesure de répondre à la charge électrique en permanence afin d’éviter les coupures de courant. Ils sont dimensionnés pour être en mesure de répondre à la charge annuelle maximale tout en maintenant une marge de sécurité. En plus de suffire à la charge électrique, la puissance des éléments générateurs de puissance doivent pouvoir assurer les variations aléatoires de la charge ou la perte rapide d’un générateur principal (Milligan et al. 2010). Pour ce faire, une réserve opérationnelle, soit une réserve de puissance pouvant supporter immédiatement une augmentation de la puissance demandée est maintenue.
Mariano Arriaga Martin (2015) a répertorié et classifié les réseaux autonomes et nordiques du Canada lors de sa thèse de doctorat. Il souligne notamment la présence de ressource énergétique renouvelable, non exploitée, à proximité des communautés isolées.
18 2.4 Systèmes hybrides de production d’énergie
Les systèmes de production d’énergie conventionnels fonctionnant au diésel permettent de coupler la demande énergétique à la production en variant le taux de consommation de carburant. Cette manière de procéder est simple, bien maitrisée et présente peu de difficulté technique pour l’opérateur. Il suffit d’avoir une puissance installée suffisante pour assurer les besoins énergétiques de la mine comprenant la réserve opérationnelle, d’une quantité suffisante de carburant et d’un opérateur qui contrôle la production d’énergie en optimisant le rendement des générateurs. De leur côté, les énergies renouvelables, incluant l’éolien, présentent un comportement variable, en fonction de la météo ou de l’ensoleillement et il n’est possible qu’en partie de prédire leur variabilité. Cette caractéristique ajoute une contrainte supplémentaire à leur utilisation et les rend difficiles à être utilisées de manière exclusive. Dans cette optique, les systèmes de production à énergies renouvelables sont généralement couplés à des systèmes conventionnels. La solution hybride permet d’utiliser les énergies renouvelables lorsqu’elles sont disponibles, sans compromettre l’approvisionnement énergétique de la mine.
On distingue trois types de systèmes hybrides, en fonction du taux de pénétration de l’énergie renouvelable. Bien qu’il n’existe pas une définition exacte du taux de pénétration, le rapport puissance renouvelable nominale sur charge électrique maximale est utilisé pour évaluer le taux de pénétration (Weis, et Ilinca, 2008).
Un faible taux de pénétration désigne les systèmes hybrides où la puissance installée est faible relativement à la puissance minimale requise. Dans ce système, la source conventionnelle, tirant son énergie des hydrocarbures, est la source dominante. Elle est toujours en fonction et elle règle la fréquence et la tension du réseau. La source renouvelable est utilisée pour réduire la quantité de carburant consommé par la source principale. Cette option est généralement plus simple à implanter, mais elle procure seulement une faible économie de carburant et une faible réduction des émissions de gaz à effet de serre.
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Les systèmes hybrides à pénétration moyenne désignent les systèmes où la source renouvelable peut prendre, sur une courte période de temps, la totalité de la charge demandée au réseau lorsque les conditions météo (vent, soleil ou débits hydrauliques) sont favorables. En l’absence de conditions favorables, la source conventionnelle prend le relais, pouvant elle aussi fournir la totalité de la charge. Dans ces systèmes, la source conventionnelle reste généralement allumée, prête à prendre la charge.
Pour les systèmes hybrides à haute pénétration, la puissance renouvelable installée suffit généralement à la charge demandée. Dans ces systèmes, la source conventionnelle peut être complètement arrêtée, mais elle reste toujours disponible pour les conditions météorologiques défavorables. Les systèmes hybrides à haute pénétration requièrent généralement un système de stockage d’énergie pouvant fournir une partie de la charge sans demander l’intervention de la source conventionnelle.
2.5 Stockage de l’énergie
L’adoption d’un système de stockage d’énergie permet d’adoucir les contraintes liées à l’intermittence des sources d’énergie renouvelables. Ils représentent une condition essentielle pour assurer la sécurité énergétique dans une optique d’augmenter le taux de pénétration éolien des systèmes hybrides. La seule autre option, le surdimensionnement, est coûteux et ne permet pas de produire d’énergie lorsque les conditions météorologiques sont défavorables. Pour certaines conditions, les systèmes de stockage d’énergie permettent d’augmenter le taux de rendement interne du projet (Weis et llinca, 2008).
Il existe une grande quantité de systèmes permettant de stocker l’énergie : des centrales hydroélectriques à débit pompé, du stockage d’énergie thermique, de l’air comprimé, des super condensateurs, le stockage d’énergie magnétique supraconductrice, des batteries à potentiel électrochimique, du stockage par production d’hydrogène et des roues inertielles (Ibrahim et al., 2007). Les systèmes de stockage d’énergie sont évalués selon : leur efficacité ou le taux de conversion aller-retour, la quantité d’énergie qu’il est possible d’emmagasiner, leur puissance ou la vitesse selon laquelle l’énergie peut être distribuée, le taux de décharge lorsqu’ils ne sont pas utilisés,
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en plus de leur taille, de leur poids et de leur empreinte sur le territoire. Les centrales hydroélectriques à débit pompé sont généralement considérées comme le système de stockage les plus rentables étant le plus utilisé aux États-Unis (Linden, 2006), lorsque la topographie est favorable. Ils ne seront pas considérés pour le contexte minier nordique puisque la durée de vie limitée des mines et le temps requis pour obtenir les permis et effectuer la construction d’ouvrage de retenue d’eau défavorisent cette option. Plutôt, trois options plus adaptées au contexte minier nordique seront détaillées : la roue inertielle, les batteries électrochimiques et l’hydrogène.
La roue inertielle emmagasine l’énergie sous une forme cinétique, par le moment inertiel de la rotation d’un cylindre. Ce cylindre est entrainé pour un moteur électromagnétique qui se transforme en générateur lorsque l’énergie doit être transmise de la roue inertielle vers le réseau électrique. Afin de minimiser les pertes d’énergie, le cylindre effectue ses rotations dans une enceinte sous vide et les roulements sont magnétiques. Plusieurs types de matériel, ayant une forte résistance à la traction, peuvent être utilisés afin de résister à la force centrifuge. La roue inertielle permet un très bon taux de conversion aller-retour, soit plus de 90%, et une très grande réactivité à la variation de la charge électrique. Elle peut permettre, par exemple, d’adoucir les effets sur le réseau électrique d’un coup ou un trou de vent, lorsqu’elle est jumelée à une éolienne. Par contre, elle ne permet pas de stocker une grande quantité d’énergie. Son autonomie est d’environ 30 secondes à puissance maximale.
Les batteries rechargeables emmagasinent l’énergie sous une forme électrochimique. Elles sont composées de deux électrodes, séparées par une pièce isolante. Les électrodes sont en contact avec une solution d’électrolyte qui, par des réactions d’oxydoréduction, provoquent une différence de potentiel et un courant électrique. L’application d’une charge électrique extérieure permet d’inverser la réaction, et ainsi, emmagasiner l’énergie électrique sous une forme chimique. Plusieurs types de batteries ont été développés avec différents électrolytes. Il existe les batteries au plomb-acide, utilisées pour le démarrage des voitures, les batteries nickel-hydrure métalliques et les batteries lithium-ion. Les batteries sont la forme de stockage d’énergie la plus utilisée, puisqu’elle permet de stocker une grande quantité d’énergie de manière potentiellement
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économique et sécuritaire (Garimella et Nair, 2009). Par contre, elles présentent un taux de conversion aller-retour de 60 à 80% (Nasser et al., 2014), soit plus faible que la roue inertielle.
Un système couplé de piles à combustible et d’un électrolyseur permet d’emmagasiner de l’énergie sous la forme d’hydrogène. L’électricité est utilisée pour effectuer l’électrolyse de l’eau, soit la dissociation de la molécule d’eau en ses deux composantes : l’oxygène et l’hydrogène. L’oxygène est généralement libéré dans l’atmosphère et l’hydrogène est stocké dans un réservoir pressurisé. Au moment opportun, l’hydrogène est consommé par une pile à combustible, avec l’oxygène de l’air ambiant ou l’oxygène produit par l’électrolyse, afin de produire un courant électrique. Cette méthode de stockage permet d’emmagasiner de très grandes quantités d’énergie, selon la taille du réservoir. Par contre, l’efficacité de la pile à combustible ainsi que l’énergie nécessaire pour le stockage du gaz sous pression diminue le taux d’efficacité aller-retour. Bernier et. al. (2005) mentionne un taux de conversion aller-retour de 18% en récupérant l’oxygène produit par l’électrolyseur et de valeur de 13.5% sans récupération de l’oxygène. Moriarty et Honnery (2007) considèrent que l’hydrogène produit à partir de l’énergie éolienne serait le chemin principal menant à une éventuelle économie de l’hydrogène.
D’autres systèmes de stockage d’énergie sont également disponibles sur le marché, ou en phase de développement. Leurs performances respectives sont présentées dans la figure 2.9. SMES est l’abréviation anglophone pour des aimants superconducteurs et FES désigne la roue inertielle.
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Figure 2.9: Compilation des performances pour différents types de stockage d'énergie
Source : Nasser et al. 2014
2.6 Logiciels de calculs utilisés
Deux logiciels de calculs sont utilisés pour ce projet de recherche, soit : Homer Pro et RETScreen 4. Les deux logiciels sont utilisés de façon complémentaire afin de bénéficier de leurs avantages respectifs.
Tout d’abord, Homer Pro est conçu pour modéliser des micro-réseaux (Lambert et
al., 2006). Il permet de sélectionner et de dimensionner les composantes les plus
économiques permettant de suffire à une charge électrique ou thermique (Razak et al. 2010) L’évaluation se fait sur une base annuelle avec un pas de mesure définie par l’utilisateur allant de 1 minute à 60 minutes. Le logiciel permet, entre autres, de modéliser les performances annuelles des éoliennes, des batteries Li-Ions, des roues inertielles, des électrolyseurs, des piles à combustible ainsi que des générateurs au diesel, qui sont les éléments constituant ce projet de recherche. Le faible pas de calcul accorde la possibilité d’évaluer les performances des composantes du système en tenant adéquatement compte de la correspondance temporelle entre les besoins en énergie et la production d’énergie. Cette fonction est particulièrement nécessaire à l’évaluation des surplus de production éolien qui doivent être stockés ainsi que l’optimisation des états de fonctionnement des générateurs. L’analyse économique du logiciel sélectionne la
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solution technique permettant de minimiser les coûts du projet. Toutefois, elle ne permet pas d’attribuer un taux de rendement interne pour l’implantation de nouvelles composantes à un système existant.
Le logiciel RETSreen 4 (Ressources naturelles Canada, 2004) apporte une complémentarité intéressante à Homer Pro au niveau de l’analyse économique. Ce logiciel, conçu pour permettre l’évaluation économique de mesures d’efficacité énergétique ou de production d’électricité, possède un module économique plus complet, permettant de définir des taux de rendements internes, des analyses de sensibilité et des analyses de risques. Ainsi, l’utilisation d’Homer Pro pour les calculs des performances permet de contourner une faiblesse du logiciel RETScreen 4, où l’analyse des performances ne tient pas compte de façon exacte des superpositions temporelles entre les besoins et la disponibilité des ressources énergétiques.
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Chapitre 3 : Analyse du fonctionnement de l’éolienne de Raglan
3.1 Introduction
La première éolienne industrielle du Nunavik fut mise en service en septembre 2014 sur le site minier de Raglan. Elle fut construite et elle est présentement opérée par la compagnie Tugliq. Par un contrat d’achat de puissance, Tugliq vend les kWh produits à la compagnie minière Glencore opérant le site minier. Depuis ses premiers tours de pales, les performances de l’éolienne sont enregistrées en continu par une multitude de capteurs. Basé sur ces mesures, les performances atteintes par l’éolienne durant sa première année d’opération sont présentées en détail.
Tout d’abord, le chapitre débute par une description du réseau autonome de la mine, à l’intérieur duquel l’éolienne est intégrée. Ensuite, une analyse de la vitesse du vent, de sa distribution et sa direction est présentée. Elle sera suivie par une description détaillée au niveau mensuel de l’énergie éolienne intégrée dans le réseau, de l’énergie potentielle, de la disponibilité de l’éolienne ainsi que des facteurs diminuant la quantité d’énergie éolienne potentielle qui sera transformée en électricité. Un sommaire des performances réalisées pour la première année sera présenté ainsi qu’une projection des performances à atteindre pour les années à venir.
Par la suite, une évaluation économique du projet éolien est présentée en utilisant le logiciel RETSreen 4. Cette évaluation est basée sur les performances projetées de l’éolienne, suite à sa première année d’utilisation. Il est calculé un coût unitaire du kWh et trois taux de rendement interne après imposition, selon trois scénarios pour le prix du carburant remplacé. Finalement, une analyse de sensibilité détermine l’influence sur le taux de rendement interne de la variation du coût en capital, des frais d’entretien et des crédits obtenus pour une réduction des gaz à effet de serre. Finalement, une analyse des émissions permet de chiffrer les impacts environnementaux positifs de la mise en service de l’éolienne.
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3.2 Configuration de l’éolienne dans le réseau électrique de la mine
Le réseau électrique de la mine Raglan est alimenté par différents groupes électrogènes tirant leur énergie de la combustion du diésel. La puissance de base est fournie par six génératrices ElectroMotive Diesel (EMD) d’une puissance individuelle de 3,6 MW (ElectroMotive Diesel, 2012), ainsi qu’une génératrice au diesel MAN de 4,4 MW. Des six génératrices EMD disponibles, trois ou quatre sont opérées en permanence selon les phases minières. Les 2 ou 3 génératrices supplémentaires sont en maintenance ou en état d’attente. Ces génératrices assurant la puissance de base sont utilisées à 83% de leurs puissances nominales afin d’optimiser l’efficacité de la combustion du carburant et la vie utile des machines. Les besoins de puissance additionnels sont supportés par un groupe de 3 génératrices diésel Caterpillar d’une puissance individuelle de 1,8 MW. Ces génératrices de pointe, ainsi que la génératrice MAN, sont utilisées entre 50% et 100% de leurs puissances nominales. Ces groupes électrogènes sont situés dans le complexe d’infrastructure central près de la mine Katiniq. Ils produisent un courant alternatif distribué aux autres sites de production par des câbles de 25 KV.
L’éolienne installée sur le site de Raglan est le modèle E82 E4 produit par la compagnie Enercon. Son générateur possède un couplage direct, sans boite de vitesse et fonctionnant à des vitesses variables. Il produit un courant continu transmis par 6 fils logés au cœur du mât de l’éolienne vers l’onduleur, situé à la base. L’onduleur utilise l’électronique de puissance pour convertir le courant continu en courant alternatif. Ce courant est transmis par une ligne de 25 KV reliée au réseau central au niveau de la mine 2, tel que présenté sur la figure 3.1.
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Figure 3.1 : Schéma unifilaire simplifié du réseau électrique
Trois systèmes de stockage d’énergie ont été ajoutés au projet éolien; une roue inertielle, une batterie lithium-ion ainsi qu’une boucle d’hydrogène comportant un électrolyseur et une pile à combustible. Ces systèmes de stockage sont des projets pilotes visant une démonstration technique de leur fonctionnement en milieu arctique et de leur utilité pour des réseaux autonomes jumelant l’éolien et le diésel. Le stockage d’énergie vise à absorber les excédents électriques éoliens ne pouvant être intégrés dans le réseau, améliorer la résilience du réseau au niveau du contrôle de la fréquence (Nasser
et al. 2014) et diminuer les besoins de réserve opérationnelle supplémentaire nécessaire
pour tenir compte de la variabilité de la puissance éolienne (Denholm et Kulcinski, 2004). Ces trois systèmes de stockage d’énergie sont reliés au réseau par une ligne de 600 V alimentée en courant continu. Ils rejoignent la ligne de 25 KV reliant l’éolienne à la mine 2, tel que présenté sur la figure 3.1. Cette configuration pourra permettre à la mine 2 d’être opérée de façon indépendante du réseau central, alimentée exclusivement par l’éolienne et les systèmes de stockage d’énergie pendant de courtes périodes venteuses.
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3.3 Mesures et description du vent pour la première année d’utilisation de l’éolienne
Depuis la mise en service de l’éolienne au mois de septembre 2014, une campagne de mesure des conditions de vent et des conditions atmosphériques est effectuée par de nombreux capteurs transmettant et cataloguant l’information selon différentes échelles de temps. À partir de données compilées ayant un pas d’observation de 10 minutes, les vitesses moyennes du vent sont calculées sur une base annuelle et mensuelle. Ensuite, la distribution de la vitesse du vent ainsi que son orientation sont présentées de manière graphique, avec également un pas de mesure de 10 minutes. Bien que l’éolienne soit en opération depuis le mois de septembre, l’année de référence utilisée pour la présentation des performances de l’éolienne débute au premier octobre 2014 à 00h00 et se termine au 30 septembre 2015 à 23h50. Cette première année de référence est retardée d’un mois par rapport à l’inauguration de l’éolienne afin d’obtenir des données plus précises, puisque plusieurs données du mois de septembre 2014 étaient absentes.
Tout d’abord, les moyennes mensuelles de la vitesse du vent sont présentées dans le tableau 2.1. Pour cette année de référence, la vitesse moyenne annuelle du vent est établie à 9,1 m/s, mesurée à 30m du sol et à une altitude de 565 mètres par rapport au niveau de la mer. Le tableau permet d’apprécier la variabilité mensuelle de la vitesse moyenne du vent observée durant cette année de référence. Pour les mois les plus venteux, les moyennes mensuelles atteignent 11,4 m/s et 11,2 m/s, soit respectivement les mois de décembre et mai. Pour leur part, les mois ayant connu les moyennes les plus faibles sont les mois de février et juin avec 7,4 m/s. Les 12 profils éoliens mensuels ainsi qu’un profil éolien hebdomadaire et un profil éolien journalier sont présentés à l’annexe 1.
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Tableau 3.1 : Vent mensuel moyen
Vent mensuel moyen mesuré à 30m du sol (en m/s) Moyenne annuelle de 9,13 m/s
Oct Nov Déc Jan Fév Mar Avr Mai Jun Jul Aoû Sep 10,9 7,9 11,4 8,7 7,4 9,3 9,2 11,2 7,4 9,2 8,1 8,5 +19% -13% +25% -4% -19% +2% +1% +23% -19% +1% -11% -7%
L’analyse des moyennes mensuelles de la vitesse du vent démontre qu’il n’y a pas d’influence saisonnière marquée pour le site de la mine Raglan. Des mois plus venteux que la moyenne sont observés pour trois saisons, soit à l’automne (octobre), à l’hiver (décembre) et au printemps (mai). Deux séquences de deux mois consécutifs ayant des moyennes mensuelles inférieures à la moyenne annuelle sont observées à l’hiver (janvier et février) et à l’été (août et septembre). L’écart entre la moyenne mensuelle et la moyenne annuelle atteint +25% et +23% pour les mois les plus venteux, alors qu’elle est de -19% pour les deux mois les moins venteux.
La distribution de la vitesse du vent est un facteur essentiel d’analyse pour les performances éoliennes puisque des distributions très différentes de vents peuvent avoir la même vitesse moyenne. La courbe de puissance de l’éolienne étant non-linéaire, la distribution de la vitesse du vent a une influence considérable sur les performances obtenues et sur la capacité de l’intégration dans le réseau de la puissance éolienne produite. Cette distribution est présentée sur la figure 3.2 sous la forme d’un histogramme des fréquences temporelles selon la vitesse du vent. Les données utilisées ici ont également un pas d’analyse de 10 minutes, soit 52 560 données pour l’année.
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Figure 3.2 : Distribution de la vitesse du vent et coefficient de Weibull
La distribution est calculée selon la méthode de Stevens et Smulders (1979), telle que décrite à l’équation 3.1. Cette équation permet de déterminer le facteur de forme Weibull dont la valeur est celle qui caractérise le mieux la distribution de fréquence. Pour cette distribution, la valeur du facteur de forme de 2,2 est celle qui permet le meilleur ajustement entre la courbe obtenue par l’équation 3.1 et la distribution de fréquence. La courbe ainsi obtenue est ajoutée à l’histogramme symbolisé par un trait gris en premier plan sur la figure 3.2.
Équation 3.1 : Calcul du facteur de forme Weibull 𝑓(𝑣) =𝑘 𝑐( 𝑣 𝑐) 𝑘−1 𝑒𝑥𝑝 [− (𝑣 𝑐) 𝑘 ]
où : v= la vitesse du vent (en m/s)
k= le facteur de forme Weibull (sans unités) c= le facteur d’échelle de Weibull (en m/s)
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Finalement, la direction du vent, soit sa provenance, est présentée sous la forme d’une rosette à la figure 3.3. Elle correspond à la fréquence obtenue pour chaque plage de 5 degrés de la provenance du vent. Les données annuelles utilisées ont un pas d’analyse de 10 minutes. Le diagramme présente une direction principale du vent orientée au NO. Trois autres orientations principales sont observées au SO, au N-NE et au SE. La direction E est la moins fréquente, étant plus de 6 fois moins fréquente que l’orientation principale.
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La température est également un facteur influençant les performances de l’éolienne. Comme il a été décrit dans le chapitre précédent, une plus grande densité atmosphérique augmente l’énergie cinétique du vent, générant une puissance supérieure pour une même vitesse de vent. Néanmoins, la puissance produite par l’éolienne ne dépasse jamais sa puissance nominale de 3 070 MW, peu importe la température. Également un facteur d’importance, un dispositif de contrôle limite la puissance maximale de l’éolienne lorsque les températures sont inférieures à -30°C. Cette disposition vise à assurer l’intégrité et la longévité des composantes mécaniques de l’éolienne. La puissance est limitée selon une règle linéaire diminuant la puissance maximale d’une valeur initiale de 100% à -30°C vers une valeur finale de 50% à -40°C. En dessous de cette température, l’éolienne est mise en état de veille et cesse de produire de l’électricité. Les moyennes et minimums mensuels des mesures de températures enregistrées pour la première année de référence sont présentés dans le tableau 3.2.
Tableau 3.2 : Températures mensuelles moyennes et minimales Températures mensuelles moyennes mesurées au niveau du rotor (en °C)
Moyenne annuelle de -10,9 °C
Oct Nov Déc Jan Fév Mar Avr Mai Jun Jul Aoû Sep -4,2 -14,3 -20,9 -31,1 -31,5 -23,6 -11,6 -4,5 3,7 9,9 7,5 1,3 Min -16,6 Min -27,0 Min -35,0 Min -39,0 Min -41,0 Min -36,0 Min -28,0 Min -15,3 Min -6,0 Min -2,0 Min -2,0 Min -8,0
Les températures enregistrées au site de l’éolienne de Raglan montrent la rigueur du climat du Grand Nord canadien avec des moyennes mensuelles inférieures à -30°C durant 2 mois consécutifs en janvier et février. Il est également à noter que la température minimale de fonctionnement de l’éolienne de -40°C a été dépassée au mois de février à 2 reprises.
32 3.4 Performances mesurées de l’éolienne
L’éolienne fût mise en service au début du mois de septembre 2014. Depuis ses premiers kWh, une surveillance en continu est appliquée à distance assurant un suivi et un contrôle des performances. Pour chaque mois, un rapport complet des performances est produit, détaillant avec précision chacun des paramètres mesurés. Les principaux éléments de performances sont illustrés ici par cinq figures afin de présenter les performances obtenues lors de la première année d’utilisation de l’éolienne. Le mois d’octobre a été sélectionné pour débuter l’année de référence puisque les données du mois de septembre étaient incomplètes et nécessitaient quelques ajustements au niveau de la prise de mesures.
Tout d’abord, le suivi de la production mensuelle d’électricité est un facteur essentiel de la performance de l’éolienne. Ce sont ces kWh produits et intégrés par le réseau qui permettent les économies de carburant et la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Cette énergie éolienne ajoutée au réseau de la mine Raglan est présentée de façon mensuelle par la figure 3.4. Sur la figure, le diagramme comprend 2 colonnes pour chaque mois. Les premières colonnes, d’un bleu plus pâle, dites d’énergie potentielle, correspondent à l’énergie totale présente au niveau du rotor de l’éolienne qui aurait pu être convertie en électricité pour le réseau. Elle est obtenue depuis la conversion de la vitesse du vent en puissance potentielle en utilisant la courbe de puissance de l’éolienne. Les deuxièmes colonnes, d’un bleu plus foncé, dites d’énergie intégrée, représentent l’énergie qui a réellement été intégrée au réseau de la mine. Lorsque le réseau de la mine intègre de l’énergie éolienne, les génératrices sont en mesure de réduire leurs consommations de carburant puisqu’une partie de la charge est assurée par la puissance éolienne. Seule cette énergie intégrée permet des économies réelles de carburant. Pour cette analyse, un pas de mesure du temps de 10 minutes ou inférieur est utilisé.
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Figure 3.4 : Énergie produite par l'éolienne pour chaque mois
Ainsi, tel qu’observé sur la figure 3.4, le mois de mai 2015 fut celui où la plus grande quantité de kWh éoliens fut intégrée, avec un résultat de 1,20 GWh. Viennent ensuite les mois d’avril et de juillet où 0,83 GWh furent intégrés. Le mois de février fût de loin le plus difficile avec une valeur de 0,26 GWh. En ce qui concerne l’énergie potentielle, les mois possédant les plus grands potentiels sont précisément les mois dont la vitesse mensuelle moyenne est la plus élevée. Tel que mentionné préalablement, ces mois sont les mois de décembre, mai et octobre. Cette énergie potentielle tient également compte du nombre de jours que les mois comportent et de la distribution de la fréquence de la vitesse des vents puisque la courbe de puissance de l’éolienne est non-linéaire. La différence entre l’énergie potentielle et l’énergie intégrée est attribuée en premier lieu aux limitations de puissance imposées à l’éolienne. Viennent ensuite les arrêts demandés pour la maintenance de l’appareil ainsi que les pertes d’efficacité ou arrêts causés par le givre ou le temps froid. Une valeur maximale de 1,33 GWh potentielle caractérise le mois de décembre, alors qu’une quantité de 0,67 GWh est intégrée dans le réseau. Ce rapport entre l’énergie intégrée et l’énergie potentielle permet de calculer un pourcentage d’intégration, également présenté sur la figure 3.4 par le trait orange.
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Pour les cinq premiers mois de l’année, une nette proportion de l’énergie potentielle n’était pas intégrée par le réseau. Les pourcentages d’intégration de 67%, 72%, 50%, 84% et 44% enregistrés pour les mois d’octobre à février témoignent d’une période de rodage et d’intégration graduelle de la puissance éolienne par le réseau de la mine. Ces faibles taux d’intégration, principalement attribués aux limitations de puissance, ont quelques sources : la culture de sécurité de l’entreprise minière qui ne tolère aucune prise de risque, entre autre, au niveau de la stabilité du réseau autonome, une formation graduelle des opérateurs de la centrale énergétique sur la stratégie d’utilisation de l’éolienne ainsi que la démonstration graduelle de la fiabilité de l’éolienne. Dans le cas du mois de février, durant lequel la température a très rarement été supérieure à -30°C, une part importante des pertes est reliée au temps froid et au dispositif de limitation de puissance. À deux reprises, les 3 et 4 février, l’éolienne a été en arrêt complet causé par des températures inférieures à -40°C. Par la suite, les mois de mars à août enregistrent des taux d’intégration considérablement plus élevés, soit respectivement de 100%, 100%, 100%, 99%, 96% et 91%. Cette performance démontre la possibilité technique de réduire les limitations de puissance imposées à l’éolienne pour le site minier de Raglan.
La figure 3.5 présente également l’énergie intégrée au réseau ainsi que le potentiel d’énergie éolienne, dans ce cas, sous la forme de courbe cumulative. Elles sont illustrées par les mêmes couleurs que pour la figure précédente. Une troisième courbe représentant l’objectif de production d’énergie est ajoutée à la figure. Cet objectif correspond aux analyses et travaux de modélisation effectués préalablement à la mise en marche du projet éolien par la compagnie minière. Encore une fois, l’énergie potentielle ne tenant pas compte des pertes par limitation de puissance, maintenance, givre et température froide, il est normal que l’objectif de production soit inférieur à l’énergie éolienne potentielle présente au niveau du rotor. L’objectif visé de 9,4 GWh est inférieur de 10% à l’énergie potentielle calculé à 10,4 GWh. Pour sa part, l’énergie intégrée au réseau à la fin de la première année de référence est de 8,3 GWh.