septembre 2013

Dans le vent

Rio Tinto utilise le vent de l’Arctique dans sa mine de diamant Diavik dans les Territoires du Nord-Ouest

Par Herb Mathisen

Le parc éolien de la mine de diamant Diavik célébrera le premier anniversaire de sa mise en opération à la fin septembre. L’équipe des opérations en tire de dures leçons, mais les récompenses de ce projet novateur se font nombreuses à mesure que tournent les aubes sous la poussée du vent.

Plus chaud qu’à l’accoutumée, l’hiver de 2006 a retardé l’ouverture de la route de glace qui conduit à la mine Diavik de Rio Tinto ; fermée aussi plus tôt, la route n’a donc pas connu son achalandage maximal, avec pour résultat que des millions de litres de carburant nécessaires à l’exploitation de la mine sont restés bloqués à Yellowknife, T.N.O. La société a dû transporter le carburant par avion à prix fort.

Diavik comptant sur les huit à dix semaines d’ouverture de la route de glace pour transporter son carburant annuel par camion, la société a dû reconnaître la menace des risques climatiques et les répercussions possibles de ces risques sur l’exploitation de la mine alors que celle-ci migre de l’exploitation à ciel ouvert à l’exploitation souterraine, plus énergivore.

La réduction des besoins en diesel et le risque d’approvisionnement au gré du climat sont vite devenus les priorités de Liezl Van Wyk, conseillère principale en énergie de Diavik et directrice de l’amélioration des activités. Dans son bureau situé sur le site, Mme Van Wyk décrit le projet avec l’intensité et la passion sans lesquelles les turbines de 64 mètres et de 2,3 mégawatts (MW) n’auraient peut-être jamais pu commencer à produire, à temps et en deçà des limites du budget, leur puissance dans la toundra arctique.

Plusieurs possibilités avaient été envisagées au départ pour les besoins de Diavik, notamment la construction de centaines de kilomètres de lignes de transmission jusqu’à un barrage hydroélectrique, ainsi que l’énergie solaire ou géothermique renouvelable et même un module nucléaire. « Nous avons examiné toutes les solutions possibles et les avons mises à l’essai jusqu’à ce qu’elles s’annulent d’elles-mêmes », raconte Mme Van Wyk. « Le vent est la seule option qui promettait le meilleur retour économique. »

Recueillies sur trois ans, les données de surveillance du vent de Diavik ont démontré qu’il s’agissait là d’une ressource viable. Mme Van Wyk a alors établi un budget de 33 millions de dollars en vue de produire environ 10 % de la puissance annuelle de Diavik – 17 des 180 gigawattheures nécessaires – au moyen de l’énergie éolienne. En 2011, la haute direction de Rio Tinto donnait son aval au lancement effectif du projet.

Un plan infaillible

Liezl Van Wyk et deux consultants en ressources éoliennes de Genivar ont parcouru la mine jusqu’à ce qu’ils trouvent le site idéal pour le parc éolien, un endroit où les bâtiments et autres structures n’entraveraient pas le passage du vent. Afin de déterminer le type de turbine requis, Mme Van Wyk a ensuite interviewé les fabricants en les mettant au fait du projet, ainsi que des risques et des conditions d’exploitation glaciales du Nord.

Elle a arrêté son choix à la turbine E-70 à entraînement direct de la société allemande Enercon, qui a l’avantage de fonctionner à plus bas régime, ce qui signifie un frottement et une usure plus faibles, et plus silencieusement que la turbine à multiplicateur de vitesse.

Une longue route

Les pièces furent expédiées d’Allemagne à Thunder Bay en Ontario, puis transportées par camion jusqu’à Yellowknife. La dernière étape du voyage fut la plus difficile : un trajet de 373 kilomètres le long des dizaines de routes de glace séparant Yellowknife de Diavik, entrecoupé de portages sur terrain accidenté.

Liezl Van Wyk dit que le transport sur les routes de glace était facile, celles-ci étant plates et droites. Le véritable défi était les portages. « Le portage s’effectue sur un terrain pentu où il vous faut contourner arbres et rochers, si bien que le rayon de manœuvre est fort restreint », explique-t-elle. « Vous transportez une aube longue de 35 mètres faite de fibre de verre imprégnée de résine époxyde, un matériau très fragile pour lequel vous n’avez aucune pièce de rechange. »

La société EBA Engineering a revu le design de la route avec à l’esprit un rayon de braquage de 35 mètres. Le constructeur de routes Nuna Logistics a érigé pour sa part des rampes de glace sur les portages afin d’en réduire l’inclinaison. « Quatre des 64 portages les plus difficiles posaient un défi de taille », ajoute Mme Van Wyk. Une soixantaine de camions ont livré les pièces de turbine au cours de la période des routes de glace de l’hiver 2012.

La construction de la route et la préparation des fondations débutèrent à l’automne 2011. La première des quatre fondations des tours fut coulée le 12 juin 2012, chacune faisant environ 20 mètres de diamètre et trois mètres d’épaisseur, et nécessitant 20 heures de coulage de béton. Chacune des fondations se compose de 300 mètres cubes de béton et de 20 kilomètres de barres d’armature. La construction de la tour débuta en juillet. Les turbines furent reliées au réseau électrique de Diavik et mises en service, et le parc éolien put alimenter la mine le 28 septembre.

Puissance hybride

Chaque installation, incluant le souterrain, l’usine de traitement, la centrale de dosage et le logement, comporte son propre profil d’utilisation de l’énergie, mais lorsqu’ils sont combinés, ces profils deviennent relativement stables. De l’été à l’hiver, la charge d’ensemble peut varier de 19 à 26 mégawatts. Yellowknife, une ville de 19 000 habitants, utilise par comparaison environ 25 MW, de l’avis de Nikolaus Auerboeck, directeur des services techniques de la mine.

Afin d’accroître la capacité des opérations souterraines, on a érigé une seconde centrale sur le site de Diavik, qui compte maintenant un groupe électrogène diesel composé de neuf génératrices de 4,4 mégawatts et deux génératrices de 3,3 mégawatts, de marque Caterpillar. « Mais nous ne les faisons jamais fonctionner en même temps », de dire M. Auerboeck. Diavik possède également quatre génératrices de secours de 1,2 mégawatt, acquises au moment de sa construction.

Si le prélèvement d’énergie atteint 25 MW, les opérateurs de la salle de commande établissent manuellement un profil d’alimentation en combinant certaines des génératrices diesel qui, alliées à l’énergie éolienne produite, génèrent l’énergie voulue. « C’est comme empiler des blocs Lego », dit Liezl Van Wyk. La capacité des génératrices qui excède le prélèvement d’énergie de la mine constitue une réserve tournante dont se servent les opérateurs de la salle de commande lorsque le vent faiblit. « Vous avez une capacité en ligne, mais vous ne vous en servez pas », déclare Mme Van Wyk.

Chaque génératrice comporte une courbe de rendement qui lui est propre. « Il s’agit habituellement d’utiliser de 70 à 100 pour cent de sa capacité », explique Mme Van Wyk. « Nous avons plutôt tendance à utiliser de 85 à 90 % de cette capacité. Cela ne nous occasionne aucune dépense, tant que nous nous tenons loin du début de la courbe de rendement, mais encore là, il s’agit de décider quelle génératrice mettre hors tension afin d’obtenir la bonne combinaison. » Elle dit que le moteur des génératrices est coupé en fonction de la production du parc éolien. « Supposons que le parc éolien produise 3,2 MW, ce qui équivaut à une bonne journée et élimine le besoin d’une génératrice, que je peux dès lors fermer. »

On utilise un modèle de prévision à la mine afin de prédire la vitesse du vent trois heures à l’avance. Le rendement s’améliore à mesure que les opérateurs se familiarisent avec le système hybride et gagnent suffisamment en confiance pour régler la charge à la volée. « Ils commencent à prendre plus de risques », affirme Mme Van Wyk.

Les opérateurs peuvent anticiper les sautes de puissance et les demandes en énergie de la mine, comme c’est le cas par exemple au démarrage des pompes à eau, et ils lancent alors les génératrices en conséquence. Ces dernières mettent environ trois minutes à démarrer; une fois en marche, elles peuvent fonctionner à 105 ou 110 % de leur efficacité pour un court laps de temps en vue de compenser une saute de puissance. « Même s’il se produit quelque chose, une pointe rapide, par exemple, le système ne tombe pas en panne, affirme M. Felgate. Nous tentons la plupart du temps de maintenir la réserve tournante autour de deux mégawatts. »

Vents volatiles

À l’instar du groupe électrogène diesel, les turbines possèdent leurs propres courbes de rendement. Un vent qui souffle à cinq mètres la seconde (m/s) produit environ 200 kilowatts, mais un vent de 10 m/s génère pour sa part 1,6 mégawatt. Nikolaus Auerboeck précise que la courbe commence à s’aplanir autour de 12 m/s. Lorsque le vent atteint 15 m/s ou plus, la puissance se stabilise à 2,3 MW et il y a alors très peu de changement, même si le vent accélère à 25 m/s. Ensemble, les quatre turbines ont été conçues pour produire 9,2 MW, et peuvent en fait générer jusqu’à 9,4 MW dans des conditions idéales.

Liezl Van Wyk récupère les chiffres de la puissance de sortie de l’énergie éolienne, qu’elle affiche sur l’écran de son ordinateur pour montrer l’éventail de production d’énergie éolienne de la semaine précédente. « Elle est descendue très rapidement de neuf à trois mégawatts », indique-t-elle. « Elle a donc chuté de six mégawatts [en cinq minutes]. Si personne dans la salle de commande n’est sur le qui-vive, vous perdez six mégawatts en un rien de temps. Il vous faut être aux aguets. »

Voilà pourquoi on a conçu le parc éolien pour ne fournir qu’une infime partie des besoins en énergie de la mine. « Si vous deviez en tirer 80 ou 90 % de l’énergie voulue, vous auriez beaucoup de mal à la maîtriser », affirme M. Auerboeck.

Morosité hivernale

Le premier hiver du parc éolien, le plus froid de la région en trente ans, fut particulièrement difficile. « Nous avons perdu les mois de décembre et de janvier à cause du froid intense alors que les opérateurs continuaient de se familiariser avec le système », explique Mme Van Wyk. L’équipe s’est d’abord rendu compte que les disjoncteurs des turbines étaient trop petits et que l’huile de lubrification prévue ne suffisait pas à la tâche en raison du froid. Il y a eu des problèmes avec les chauffe-aubes. On a également compris combien de pièces de rechange il fallait stocker sur le site et comment réagir quand une turbine tombait en panne. « Une fois en panne, il lui est impossible de produire de la chaleur et tout se met alors à aller mal, surtout du côté des pièces électroniques », affirme Mme Van Wyk. « Toutes ces découvertes nous ont été particulièrement utiles. »

L’équipe a installé des réchauffeurs à l’intérieur de la tour afin de garder les composants électroniques au chaud. M. Felgate ajoute que bon nombre des petits problèmes et des pannes de Diavik sont chose normale au cours des dix-huit premiers mois d’existence d’un système du genre.

« [Les turbines] ont été conçues pour fonctionner jusqu’à -40 degrés », déclare pour sa part Mme Van Wyk. « Pour en avoir vraiment la preuve, je pense qu’il nous faudra attendre à l’hiver prochain. »

Le vent fonctionne bel et bien

Malgré ces difficultés, Diavik pourrait atteindre sa cible de 17 gigawattheures au cours de la première année. Le 22 juillet, les quatre turbines avaient produit près de 11,8 GWh depuis octobre 2012, en dépit du temps d’arrêt de la saison hivernale. « Nous avons donc perdu deux mois de kilowattheures », de dire Mme Van Wyk. « Je suis curieuse de voir si nous allons pouvoir reprendre le temps perdu. Jusqu’à présent, cela m’en a tout l’air, à moins d’un autre pépin. »

Le projet a coûté 31 millions de dollars en tout, deux de moins que prévu et, selon le conseiller en communication Doug Ashbury, le parc éolien a permis d’épargner 2,5 millions de litres de diesel à ce jour. Le parc éolien de Diavik a été conçu pour fournir 10 % de l’énergie nécessaire à la mine, mais à un certain point au cours du mois de juillet, l’installation produisait 52 % de cette énergie.

« Cela nous aide également sur le plan de la gestion du risque », affirme Nikolaus Auerboeck, qui ajoute que le projet se poursuivra jusqu’à la fin de la vie utile de la mine prévue en 2023. Le projet éliminera environ 100 camions de diesel par année et sa période de récupération est d’environ huit ans. « Bien sûr, lorsque les prix du carburant montent, cela réduit la période de récupération du projet », ajoute M. Auerboeck.

Traduit par SDL

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