Objectif 7 de développement durable des Nations Unies

Objectif 7 de développement durable des Nations Unies

É N E R G I E P R O P R E E T D ’ U N C O Û T A B O R D A B L E

La transition vers une économie à faibles émissions de carbone

Objectif 7 Énergie propre et d’un coût abordable La transition vers une économie à faibles émissions de carbone

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CONTENU

1. MESSAGE DE SANDY TAYLOR, PRÉSIDENT, ÉNERGIE NUCLÉAIRE

2. INTRODUCTION DE SARAH-JANE STEWART, CHEF MONDIALE DU DÉVELOPPEMENT DURABLE

3. LE CHEMIN VERS LA CARBONEUTRALITÉ D’ICI 2050

4. LA TRANSITION VERS UNE ÉCONOMIE À FAIBLES ÉMISSIONS DE CARBONE

5. NOTRE APPROCHE DE LA TRANSITION VERS UNE ÉCONOMIE À FAIBLES ÉMISSIONS

6. ÉNERGIE HYDROÉLECTRIQUE

7. STOCKAGE D’ÉNERGIE ET STOCKAGE 3 DANS DES BATTERIES 17

8. ÉNERGIE NUCLÉAIRE 20 5

9. ÉNERGIE ÉOLIENNE 24 7

10. ÉNERGIE MARINE 28

11. ÉNERGIE GÉOTHERMIQUE 3110 12. ÉNERGIE SOLAIRE 34

12 13. TRANSITION VERS DE NOUVEAUX CARBURANTS À ÉMISSIONS FAIBLES OU NULLES 3614

1 M ES S A G E D E S A N D Y TAY L O R , P R ÉS I D E N T, É N E R G I E N U C L É A I R E


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1. MESSAGE DE SANDY TAYLOR, PRÉSIDENT, ÉNERGIE NUCLÉAIRE

Sandy TaylorPrésident, secteur Énergie nucléaire Champion de l’équipe de direction pour l’objectif 7

Les grandes économies du monde prenant rapidement le virage des faibles émissions, il nous incombe d’aider notre clientèle à comprendre le rôle crucial de la construction d’infrastructures dans un monde soucieux des émissions de carbone et à s’y préparer.

Nous proposons des solutions novatrices pour accélérer le déploiement de technologies d’énergie renouvelable à faibles émissions rentables et diversifées, telles que l’énergie éolienne sur terre et en mer, l’hydroélectricité, la biomasse et la valorisation énergétique des déchets, les énergies solaire, marémotrice et nucléaire, l’hydrogène, le captage et le stockage du carbone et l’énergie décentralisée.

Nous offrons d’importants services de conception technique et d’ingénierie dans le secteur de l’énergie renouvelable ainsi que des conseils techniques sur les technologies d’énergie propre émergentes.

Nos experts interdisciplinaires nous permettent de proposer une gamme complète de services pour toutes les facettes de la technologie de l’énergie renouvelable. Dans l’industrie de l’ingénierie, nous avons également certains des experts les plus compétents sur le plan technique dans des domaines tels que l’évaluation de la fatigue structurelle, l’analyse par éléments fnis, l’analyse dynamique, la dynamique des fuides numérique et d’hydrodynamique.

L’innovation est l’une de nos valeurs fondamentales ainsi qu’une priorité dans tous nos secteurs. La recherche et le développement, couplés à la collaboration avec des partenaires d’affaires et des universitaires, sont des éléments clés pour améliorer l’effcacité des procédés et des comportements. Ils nous permettent de soumettre des solutions novatrices à notre clientèle. Nos initiatives de recherche et de développement, en collaboration avec des partenaires de l’industrie dignes de confance, ont abouti à des offres d’avant-garde qui ont une infuence sur l’ensemble du secteur.

À titre de dépositaires de la technologie CANDUMD, nous utilisons notre expérience en conception de réacteurs nucléaires pour collaborer avec des fournisseurs de réacteurs modulaires de petite taille. Notre coentreprise CanAtom dirige actuellement le projet de remplacement des tubes et des conduites d’alimentation de la centrale de Darlington en Ontario pour Ontario Power Generation, jouant un rôle essentiel dans la production d’énergie propre et abordable pour 2,5 millions de foyers. Darlington assure 20 % de l’approvisionnement énergétique de la province.


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2 I N T R O D U C T I O N D E S A R A H - J A N E S T E WA R T, C H E F M O N D I A L E D U D É V E L O P P E M E N T D U R A B L E


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2. INTRODUCTION DE SARAH-JANE STEWART, CHEF MONDIALE DU DÉVELOPPEMENT DURABLE

Les gouvernements du monde entier se posent une question cruciale : la transition énergétique mondiale des combustibles fossiles vers la carboneutralité sera-t-elle progressive ou accélérée? Il s’agit d’un enjeu fondamental pour la période 2020-2050, car les gouvernements ont fxé des cibles de haut niveau pour atteindre des émissions nettes de carbone nulles d’ici 2050. La rapidité de la transition vers une société à faibles émissions a des répercussions importantes pour eux, mais aussi pour les producteurs d’énergie, les fournisseurs de technologies, les consommateurs et la main-d’œuvre des industries énergétiques, qui pourrait devoir adopter des technologies différentes et, pour ce faire, réviser ses compétences.

Si la transition est progressive, les objectifs de l’Accord de Paris ne seront pas atteints. Si elle est rapide, les gouvernements et l’industrie auront une chance d’y parvenir.

Les développements technologiques ne constituent qu’une partie de la transition énergétique. Pour que le changement s’opère rapidement, les politiques devront mieux arrimer les incitatifs des investisseurs, des entreprises et des personnes aux intérêts d’une société à faibles émissions de carbone.

L’énergie est l’une des dix catégories de mesure décrites dans notre Stratégie d’affaires relative au développement durable. Dans notre Énoncé de politique sur le développement durable, nous nous sommes fermement engagés à améliorer l’effcience de l’utilisation des ressources, y compris celle de l’eau, de l’énergie (consommation d’énergie liée au transport comprise) et des matières premières, dans le cadre de nos activités d’entreprise et de nos projets.

Dans le présent rapport, nous nous penchons sur la manière dont nos équipes aident les gouvernements et notre clientèle à répondre aux exigences de l’Accord de Paris et à développer des stratégies pour décarboniser tous les actifs énergétiques de la société.

En tant qu’entreprise d’ingénierie de classe mondiale, l’un des principaux moyens dont nous disposons pour lutter contre les changements climatiques, et surmonter par là même le plus grand déf mondial de notre époque, consiste à soutenir notre clientèle qui met au point des stratégies de transition énergétique vers une société à faibles émissions de carbone.

SARAH-JANE STEWART Chef mondiale du développement durable

3 L E C H E M I N V E R S L A C A R B O N E U T R A L I T É D ’ I C I 2 0 5 0


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3. LE CHEMIN VERS LA CARBONEUTRALITÉ D’ICI 2050

DÉCARBONISER L’INFRASTRUCTURE

D’ICI

Remise à neuf des actifs énergétiques

renouvelables et à faibles émissions pour prolonger leur vie utile

Mise hors service des actifs énergétiques renouvelables et à faibles

émissions en fn de vie utile

Acquérir de nouveaux actifs énergétiques

renouvelables et à faibles émissions

Mettre au point de nouveaux carburants à émissions faibles ou nulles comme l’hydrogène, à la place des combustibles fossiles

Mettre au point le captage et le stockage de carbone pour l’industrie lourde et la production d’électricité par turbine à gaz

2050

Mise hors service des actifs énergétiques

non renouvelables en fn de vie utile

Créer des installations de stockage dans des batteries couplées à des technologies intermittentes, comme l’éolien ou le solaire

Planter des arbres pour compenser les émissions de carbone

Déplacement des marchandises du

transport routier vers le rail

Mettre au point de nouveaux carburants, avions et bateaux à émissions faibles ou nulles pour

l’aviation et le transport maritime

Électrifcation du réseau ferroviaire

Électrifcation du réseau routier

Planter des arbres pour compenser les

émissions de carbone

DÉCARBONISATION DES TRANSPORTS

D’ICI

2050

Créer des voies piétonnes et cyclables dans les villes

et les collectivités


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4 L A T R A N S I T I O N V E R S U N E ÉC O N O M I E À FA I B L ES É M I S S I O N S D E C A R B O N E


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4. LA TRANSITION VERS UNE ÉCONOMIE À FAIBLES ÉMISSIONS DE CARBONE

En 2018, la demande énergétique mondiale a augmenté de 2,9 %, et les émissions de carbone, de 2,0 %, soit plus rapidement que jamais depuis 2010-2011. La consommation et la production de gaz naturel ont fait un bond de plus de 5 %, l’un des taux de croissance de la demande et du rendement les plus forts depuis plus de 30 ans.

Les énergies renouvelables ont progressé de 14,5 %, approchant leur hausse record de 2017, cependant elles ne représentent toujours qu’environ le tiers de l’augmentation totale de la production d’électricité.

La production (+4,3 %) et la consommation (+1,4 %) de charbon ont augmenté une deuxième année de suite en 2018, après trois ans de recul (2014-2016).

Les États-Unis ont enregistré les hausses de production annuelles les plus élevées jamais connues par un pays pour le pétrole et le gaz naturel, la grande majorité de ces hausses provenant de gisements de schiste terrestres. Il est inquiétant de constater que les combustibles fossiles sont en progression, car cela compromet la lutte contre les changements climatiques.

Les combustibles non fossiles ont connu une incroyable croissance, la planète prenant le virage d’une économie à faibles émissions de carbone. Une économie à faibles émissions de carbone, une économie à faible utilisation de combustibles fossiles ou une économie décarbonisée sont des économies faisant appel à des sources d’énergie à faibles émissions de carbone, réduisant ainsi à leur minimum les émissions de gaz à effet de serre (GES). Les GES sont la principale cause du réchauffement de la planète et des changements climatiques qui y sont associés.

La transition vers une économie à faibles émissions de carbone à l’échelle mondiale pourrait offrir des avantages considérables à la fois aux pays riches et aux pays en développement.

Les deux principales sources d’énergie à faibles émissions de carbone sont d’abord l’énergie renouvelable, dont l’énergie solaire, éolienne, hydroélectrique et marine, ainsi que la biomasse, puis l’énergie nucléaire. Conjuguée à l’utilisation accrue de sources d’énergie à faibles émissions et à émissions nulles, la réduction de la demande primaire grâce à l’effcacité énergétique est essentielle pour réduire la demande énergétique mondiale.

La production énergétique mondiale requiert des sources d’énergie diversifées pour assurer l’approvisionnement de la clientèle existante et de la population mondiale croissante en général. Le cocktail énergétique futur changera au fl du temps, mais il inclura vraisemblablement des sources d’énergie renouvelable, des sources de chaleur et d’énergie à faibles émissions, de l’énergie hydroélectrique, de l’énergie nucléaire ainsi que de l’hydrogène, du pétrole et du gaz, en plus de sources d’énergie émergentes qui deviendront courantes à mesure que les technologies évoluent et les coûts baissent.

5 N O T R E A P P R O C H E D E L A T R A N S I T I O N V E R S U N E ÉC O N O M I E À FA I B L ES É M I S S I O N S


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5. NOTRE APPROCHE DE LA TRANSITION VERS UNE ÉCONOMIE À FAIBLES ÉMISSIONS

Les grandes économies du monde prenant rapidement le virage des faibles émissions, il nous incombe d’aider notre clientèle à comprendre le rôle crucial que joue la construction d’infrastructures dans un monde soucieux des émissions de carbone et à s’y préparer. Nous proposons des solutions novatrices pour accélérer le déploiement de technologies d’énergie renouvelable à faibles émissions rentables et diversifées, telles que l’énergie éolienne sur terre et en mer, l’hydroélectricité, la biomasse et la valorisation énergétique des déchets, les énergies géothermique, solaire, marémotrice et nucléaire, l’hydrogène, le captage et le stockage du carbone et l’énergie décentralisée. Nous offrons d’importants services de conception technique et d’ingénierie dans le secteur de l’énergie renouvelable ainsi que des conseils techniques sur les technologies d’énergie propre émergentes.

Nos experts et spécialistes interdisciplinaires nous permettent de proposer une gamme complète de services pour toutes les facettes de la technologie de l’énergie renouvelable. Dans le secteur de l’ingénierie, nous avons également certains des experts les plus compétents sur le plan technique dans des domaines tels que l’évaluation de la fatigue structurelle, l’analyse par éléments fnis, l’analyse dynamique, la dynamique des fuides numérique et d’hydrodynamique. Notre collaboration avec nos clients et partenaires nous permet de mener la transition vers une économie à faibles émissions de carbone en assurant la sécurité, la fabilité et la rentabilité des sources d’énergie propre. Nous travaillons en étroite collaboration avec les gouvernements pour les aider à comprendre et bonifer le potentiel des technologies émergentes, telles que le stockage d’énergie, l’énergie géothermique profonde et le captage et le stockage de carbone.

Nous cumulons plus d’un siècle d’expérience en production d’énergie hydroélectrique; nos connaissances approfondies, notre travail de qualité et notre esprit créatif nous distinguent au sein de l’industrie, qu’il s’agisse de réaliser des études d’impact ou de faisabilité, des programmes de participation communautaire ou des solutions d’ingénierie, de construction, de mise en service et d’exploitation à long terme. Nous pouvons concevoir et construire des installations hydroélectriques d’une capacité de 1 à 22 000 MW s’élevant de 5 à 700 m. Notre expertise en gestion des ressources hydriques, des barrages, des digues et des canaux s’applique également à la gestion et aux infrastructures de ressources hydriques municipales, industrielles et agricoles. Mais notre travail ne se borne pas à la conception de nouvelles installations.

Nos équipes ont remis à neuf et modernisé plus de 60 centrales hydroélectriques et évalué la sécurité de plus de 120 barrages dans le monde entier. Pour résoudre les problèmes de plus en plus fréquents de vieillissement des installations, nous faisons appel aux innovations les plus récentes afn de moderniser ces installations en toute sécurité et à moindre coût, tout en améliorant leur effcacité.

À mesure que la demande pour des sources d’énergie à faibles émissions de carbone augmente, l’énergie nucléaire joue un rôle important pour créer un mélange de sources d’énergie à faibles émissions qui assurera une sécurité énergétique et répondra aux besoins énergétiques futurs de la population mondiale, toujours en expansion. Notre longue histoire de croissance a fait de nous l’un des plus importants fournisseurs de services nucléaires, et notre expérience mondiale nous permet de créer et d’utiliser les derniers outils et technologies pour innover et proposer des pratiques exemplaires afn de gérer les défs techniques complexes avec précision. SNC-Lavalin est bien positionnée pour concevoir et mettre en œuvre les centrales nucléaires de nouvelle génération, par exemple avec des réacteurs CANDU ou des réacteurs modulaires de petite taille, lorsque l’envergure ou l’éloignement ont une incidence. Des activités de recherche et de développement, en collaboration avec des partenaires de l’industrie dignes de confance, ont abouti à des offres d’avant-garde qui infuencent l’ensemble du secteur.

Celles-ci englobent l’utilisation et la mise au point de combustibles de remplacement comme l’uranium recyclé, l’oxyde mixte et le thorium, ainsi que des contrats de gestion et de mise hors service de sites nucléaires de première catégorie.

POUR EN SAVOIR PLUS >

(En anglais seulement)

Https://www.snclavalin.com/en/beyond-engineering/engineering-the-net-zero-system


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6 É N E R G I E H Y D R O É L EC T R I Q U E


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6. ÉNERGIE HYDROÉLECTRIQUE

Nos experts en hydroélectricité ont remis en état et modernisé plus de 60 centrales hydroélectriques et évalué la sécurité de plus de 120 barrages dans le monde entier, notamment dans le cadre du récent projet de remplacement de la centrale John Hart. Nous étudions, concevons et construisons des installations hydroélectriques allant de 1 à 22 000 MW.

Projet de remplacement de la centrale John Hart Colombie-Britannique, au Canada

La centrale John Hart produit environ 11 % de l’électricité de l’île de Vancouver. La centrale actuelle de 126 MW a été construite dans les années 1940. Il fallait la remplacer par une centrale écologique et fable résistant aux séismes dont la capacité augmentée permettrait de répondre aux besoins en énergie futurs.

BC Hydro a octroyé à SNC-Lavalin le contrat de conception, de construction, de fnancement et de maintenance du projet de remplacement de la centrale John Hart sur l’île de Vancouver en Colombie-Britannique.

Dans le cadre de ce contrat, BC Hydro payait 60 % des coûts en capital de construction, qui s’élevaient approximativement à 700 M$ CA, tandis que nous payions le reste avec un investissement en capitaux propres et des emprunts.

LISEZ L’ÉTUDE DE CAS >

Ce projet a marqué l’histoire en tant que premier partenariat public-privé (PPP) dans le secteur de l’hydroélectricité au Canada. Il donne le jour à une centrale de 138 MW dont la fabilité, la sécurité et le caractère écologique ont été améliorés.

Le projet de remplacement de la centrale John Hart prévoyait la construction d’un tunnel et d’une centrale souterrains ainsi que le retrait de trois conduites forcées et de la centrale actuelle pour réduire l’empreinte écologique du site. La protection de l’environnement était l’un des éléments principaux du projet, environ 95 % des eaux de la rivière Campbell passant par la centrale John Hart.

Les plans d’origine présentaient une centrale en surface traditionnelle, mais ce concept a rapidement évolué pour se transformer en une centrale souterraine aussi haute qu’un bâtiment de dix étages et aussi longue qu’un terrain de football. Le canal de fuite et la structure de sortie ont aussi été construits sous la terre, ce qui permettait de remettre à neuf le passage de 1,8 km des conduites forcées de la centrale actuelle. Une nouvelle installation de dérivation d’eau protégera les habitats des poissons en aval. Ce projet permet aussi de protéger le réservoir John Hart, source d’eau potable de la ville de Campbell River. La nouvelle centrale alimentera plus de 80 000 foyers sur l’île de Vancouver. L’industrie hydroélectrique a reconnu la valeur du projet de la centrale John Hart, qui nous a valu deux prix : le projet d’excellence de l’Association canadienne des tunnels et le projet d’excellence de l’année de l’Association canadienne de l’hydroélectricité. Il donnera matière à des études de cas de solutions techniques innovantes pendant des années.

https://www.snclavalin.com/fr-FR/projects/john-hart


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Projet hydroélectrique de Jimmie Creek Colombie-Britannique, au Canada

Jimmie Creek : un projet hydroélectrique primé pour l’excellence de son exécution.

Le projet hydroélectrique de Jimmie Creek consiste en une centrale hydroélectrique au fl de l’eau sur la Jimmie Creek dans la vallée de Toba, en Colombie-Britannique.

Il impliquait la construction d’une digue dans une crique pour détourner des eaux dans une conduite forcée enfouie sur environ 3 km, ainsi que la construction d’une centrale de surface équipée de deux unités de 31 MW.

Du fait de la grande sensibilité environnementale de ce projet, des précautions ont été prises pour implanter ses composantes en aval des barrières naturelles des poissons afn d’atténuer les impacts sur leur habitat. SNC-Lavalin s’est vu octroyer un contrat d’ingénierie, d’approvisionnement et de gestion de la construction (IAGC) pour le projet hydroélectrique de Jimmie Creek en mai 2014. Ce contrat a fait suite à la phase de défnition initiale couronnée de succès, qui avait commencé en 2012.

170 GWh d’énergie propre et renouvelable, année après année

Nos experts ont été en mesure de terminer le projet en respectant le budget, l’échéancier et les critères de rendement. Ils ont en outre atteint 748 316 heures travaillées sans incident avec perte de temps. Durant son mandat, SNC-Lavalin a noué des relations avec la Première Nation de Klahoose et d’autres communautés locales à Powell River et Campbell River, créant des occasions d’emploi et de contrats dans la région. L’exploitation commerciale à Jimmie Creek a débuté le 1er août 2016. La centrale est en mesure d’alimenter environ 14 500 foyers en électricité.

Le projet hydroélectrique de Jimmie Creek a remporté un prix d’excellence décerné par les Prix canadiens du génie-conseil dans la catégorie Ressources naturelles, mines, industrie et énergie.


https://www.snclavalin.com/fr-FR/projects/jimmie-creek


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7 S T O C K A G E D ’ É N E R G I E E T S T O C K A G E D A N S D ES B AT T E R I ES


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7. STOCKAGE D’ÉNERGIE ET STOCKAGE DANS DES BATTERIES

Les nouvelles technologies de stockage d’énergie révolutionnent le système énergétique. Notre équipe de solutions en réseaux et nos spécialistes du stockage d’énergie possèdent plus de 40 ans d’expérience opérationnelle à l’avant-garde de la planifcation de réseau.

Grâce à ces connaissances approfondies, nous aidons notre clientèle à maximiser la valeur de ses actifs, qu’il s’agisse de batteries, d’air liquide, de sels fondus ou de solutions d’accumulation par pompage. Nous collaborons avec des entreprises qui dominent leur domaine pour introduire de nouvelles technologies dans des solutions de services publics durables. Chaque partenariat repose sur la volonté d’améliorer la fabilité et la durabilité des systèmes d’énergie de notre clientèle pour les décennies à venir.

Voici un aperçu de ce que nous faisons :

> Technologies de stockage d’énergie – accumulation par pompage, batteries, air liquide, sels fondus

> Intégration au réseau électrique

> Maximisation des avantages et des résultats des projets

Nous avons réalisé un certain nombre de projets dans le domaine du stockage d’énergie dans des batteries et sur d’autres supports. Notre expertise couvre le cycle de vie des projets, des études préliminaires et de l’optimisation des systèmes de stockage d’énergie à batteries (SSEB) coimplantés avec des sources d’énergie renouvelable aux services d’ingénierie préliminaires et détaillés, jusqu’à la supervision de la construction. Parfois, lorsque le SSEB fait partie de l’un de nos gros mandats, comme un projet industriel, nous pouvons établir un partenariat avec un fabricant pour assurer une installation et une mise en service complètes.

Projet d’accumulation par pompage d’Olivenhain-Hodges, d’une capacité de 40 MW San Diego, aux États-Unis

Nous exploitons et entretenons sans interruption une installation d’accumulation par pompage de 40 MW au lac Hodges.

Nos services comprennent la maintenance et des services d’actifs associés aux systèmes mécaniques et électriques, y compris l’installation de pompage et d’hydroélectricité, le poste extérieur et la canalisation vers Olivenhain.

Systèmes de stockage d’énergie à batteries de Sarnia, d’une capacité de 4 à 10 MW Ontario, au Canada

Nous avons produit l’analyse technique, l’étude de faisabilité, l’étude environnementale et les études d’ingénierie des trois projets ontariens de SSEB allant de 4 à 10 MW. Parmi ceux-ci, le système hors réseau de 10 MW de Convergent a remporté le prix de l’innovation de l’événement Energy Storage North America 2018.



https://www.snclavalin.com/~/media/Files/S/SNC-Lavalin/download-centre/en/brochure/power-fact-sheet-energy-storage-en.pdf


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Projet d’accumulation par pompage Gordon Butte Montana, aux États-Unis

Nous avons fourni les études d’avant-projet, de planifcation de la construction et de coûts pour le projet d’accumulation par pompage Gordon Butte.

Il s’agit d’un projet pour une nouvelle installation hydroélectrique, qui procédera à l’accumulation d’énergie par pompage en boucle fermée. Elle a été intégrée à des bassins versants existants afn de réduire au minimum l’impact sur les écosystèmes locaux. Une centrale souterraine dotée de quatre turbogénérateurs offrira une capacité installée de 400 MW pour assurer une production d’énergie annuelle estimée à 1 300 GW.

Système de stockage d’énergie de l’Amsterdam ArenA, d’une capacité de 3 MW Amsterdam, aux Pays-Bas

Nous avons entrepris la conception, l’approvisionnement, les essais et la mise en service d’onduleurs bidirectionnels aux côtés d’Eaton.

Eaton a établi un partenariat avec l’Amsterdam ArenA, Nissan et The Mobility House pour livrer un système de stockage d’énergie de 3 MW. Ce système fournira une solution énergétique durable au stade tout en réduisant les émissions de CO2. Il remplace un système d’alimentation au diesel pour produire de l’électricité de secours pendant les matchs et les concerts, écrêter les pointes et stabiliser le réseau.


2020

8 É N E R G I E N U C L É A I R E

Centrale nucléaire de Darlington Clarington (Ontario), au Canada


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8. ÉNERGIE NUCLÉAIRE

Nous sommes les dépositaires de la technologie des réacteurs CANDU, et nous prenons en charge n’importe quelle étape du cycle de vie d’un projet, qu’il s’agisse de la recherche et du développement, du fnancement, de l’exploitation et de la maintenance ou de la mise hors service. Nous aidons à concevoir des réacteurs jusqu’à ce que ceux-ci puissent être lancés sur le marché. Notre coentreprise CanAtom dirige le projet de remplacement des tubes et des conduites d’alimentation de la centrale de Darlington pour Ontario Power Generation, et nous jouons un rôle clé dans la mise en œuvre du projet Hinkley Point C, plus grand projet d’infrastructure actuellement en exécution au Royaume-Uni.

Centrale nucléaire de Darlington Ontario, au Canada

La centrale nucléaire de Darlington est la deuxième plus grande centrale nucléaire du Canada en production totale d’énergie. Les quatre réacteurs à eau lourde sous pression CANDU peuvent produire jusqu’à 31 millions de MWh chaque année, soit l’équivalent de 20 % de l’électricité de l’Ontario ou assez d’électricité pour alimenter 2,5 millions de foyers.

En 2016, Ontario Power Generation (OPG), propriétaire du site de Darlington, a reçu l’approbation pour démarrer un projet de remise en état de 12,8 G$ CA visant les quatre réacteurs CANDU de la centrale nucléaire de Darlington. Ce projet sera achevé en 2026.

Le projet de remplacement des tubes et des conduites d’alimentation (RFR) de la centrale nucléaire de Darlington est important, car cette source fable d’énergie à faibles émissions de carbone compte pour plus de 60 % de l’électricité de l’Ontario, la centrale de Darlington en fournissant à elle seule environ 20 %.

Afn de s’assurer que les réacteurs nucléaires demeurent en bon état de fonctionnement tout au long de leur cycle de vie prévu, une remise en état de milieu de vie s’impose. La planifcation du projet de RFR a pris plusieurs années et a commencé en février 2010, lorsqu’OPG a annoncé ses plans pour procéder à la phase de planifcation détaillée de la remise en état de milieu de vie de la centrale de Darlington. En 2016, les plans ont été approuvés et les travaux sur le terrain du plus important projet d’énergie propre au Canada ont commencé. SNC-Lavalin fait partie de la coentreprise réalisant la remise en état, et à titre de dépositaires de la technologie CANDU, nous possédons des connaissances approfondies des réacteurs nucléaires et avons la responsabilité de fournir une gamme de services et d’outils, la formation et les ressources essentielles.

La remise en état, qui se terminera en 2026, devrait créer 11 800 emplois dans plus de 180 entreprises ontariennes. À terme, les réacteurs continueront de produire environ 20 % de l’électricité de la province pendant encore au moins 30 ans.

https://www.snclavalin.com/~/media/Files/S/SNC-Lavalin/download-centre/fr/brochure/brochure-nuclear-flyer-fr.pdf

https://www.snclavalin.com/~/media/Files/S/SNC-Lavalin/download-centre/fr/brochure/brochure-nuclear-flyer-fr.pdf

Objectif 7 Énergie propre et d’un coût abordable La transition vers une économie à faibles émissions de carbone 22

La centrale sera pleinement conforme aux règles et politiques de sécurité nucléaire entrées en vigueur depuis la catastrophe de Fukushima. Le projet de RFR de Darlington est le plus important projet d’énergie propre au Canada. L’incroyable ampleur des travaux en fait un projet complexe, et c’est pourquoi nous l’avons divisé en deux phases : la défnition et l’exécution.

Phase de défnition : nous avons construit une maquette de réacteur en vraie grandeur pour simuler des éléments clés des travaux de remise en état, créé un programme de formation du personnel et fourni un espace pour élaborer, repérer et mettre à l’essai des solutions d’outils spécialisés. Tout cela nous a aidés à préparer un devis détaillé et un calendrier complet pour le projet.

Phase d’exécution : cette phase comprend le retubage, à tour de rôle, des quatre cœurs de réacteur au moyen des outils et des méthodes mis au point et testés pendant la défnition. Les quatre réacteurs CANDU de la centrale nucléaire de Darlington seront mis hors fonction séquentiellement pendant environ trois ans pour permettre le remplacement des canaux de combustible, des tuyaux d’alimentation, des tubes de calandre et des raccords d’extrémité.


Centrale nucléaire Bruce Ontario, au Canada

Le site Bruce Power, sur les rives du lac Huron à Tiverton en Ontario, compte huit réacteurs CANDU, ce qui en fait l’une des plus grandes installations de production d’énergie nucléaire du monde. Le réacteur 1 a été mis en service en 1997, et le réacteur 2, en 1995. 2006 a vu le démarrage de projets de remise à neuf de ces deux réacteurs. Ils ont repris du service en 2012, fournissant une électricité sûre et fable à la population ontarienne pour les 25 à 30 prochaines années.

La centrale nucléaire de Bruce Power, en Ontario, répond approximativement à 30 % de la demande énergétique de la province grâce à ses réacteurs nucléaires CANDU. La remise en état et le redémarrage des réacteurs 1 et 2 ont grandement contribué à réduire le nombre de jours de smog en Ontario, qui est passé de 48 en 2005 à 0 en 2014.

Nos experts en énergie nucléaire y sont pour beaucoup, ayant travaillé sur le projet dans le cadre de la coentreprise choisie par Bruce Power pour fournir des services d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction (IAC) relativement à la remise en état de la partie classique de la centrale. Le mandat confé à la coentreprise comprenait notamment la remise à neuf des chauffe-eau d’alimentation, le remplacement des condensateurs principaux, le remplacement et la remise à neuf de nombreuses valves principales, la remise à neuf et la mise en service du modérateur et des systèmes de concentration d’eau lourde des circuits caloporteurs primaires, ainsi que le remplacement des borniers du système de répartition des commandes et la remise en état des pompes et des moteurs.

https://www.snclavalin.com/fr-FR/projects/darlington-nuclear-generating-station


Nous avons également écrit une nouvelle page de l’histoire de CANDU dans le cadre de ce projet en procédant au tout premier remplacement du genre pour un générateur de vapeur. Cet exploit réalisé dans un bâtiment qui n’avait pas été conçu pour effectuer des remplacements a été la première étape d’un programme de prolongation de la durée de vie d’un ensemble de réacteurs CANDU. Au total, 1,4 million d’heures-personnes ont été nécessaires au remplacement du générateur de vapeur, lequel s’est fait sans aucun incident avec perte de temps. Le projet de redémarrage de la centrale Bruce s’est achevé en 2012.

SNC-Lavalin et nos partenaires de coentreprise ont remporté le contrat de remplacement des canaux de combustible et des conduites d’alimentation de Bruce Power. La portée contractuelle des travaux englobe toute la planifcation requise et la remise à neuf proprement dite des réacteurs 3 à 8 de Bruce. La planifcation commencera sans délai pour préparer la mise hors service en 2020, lorsque les travaux réels de remplacement des composants débuteront; leur achèvement est prévu au troisième trimestre de 2022. La coentreprise est également responsable de la gestion de l’outillage complexe et robotisé requis pour les travaux, ainsi que de la formation complète de la main-d’œuvre. La remise à neuf de l’ensemble des six réacteurs CANDU s’échelonnera sur plus de 16 ans.

Hinkley Point C Angleterre, au Royaume-Uni

Hinkley Point C (HPC) est le plus important projet d’infrastructure du Royaume-Uni. Il jouera un rôle important dans la transition du pays vers un avenir énergétique à faibles émissions de carbone. Il s’agit de construire une centrale nucléaire de 3 200 MWe dotée de deux réacteurs européens à eau pressurisée (EPR) à Somerset, en Angleterre.

Nous avons entamé la construction sur dix ans de la nouvelle centrale de 3,2 GW, qui alimentera 6 millions de foyers et fournira 7 % de l’électricité du Royaume-Uni. Au plus fort du projet, HPC sera le plus grand chantier de construction en Europe.

Le projet Hinkley Point C engendrera de nombreuses retombées économiques et sociales, y compris des occasions d’emploi diversifées et susceptibles d’améliorer des vies. Un projet d’envergure techniquement complexe comme celui-ci nécessite le plus grand savoir-faire en énergie nucléaire, en conception et en ingénierie.

Nous avons appuyé EDF NNB GenCo (une fliale créée par EDF Energy pour bâtir et exploiter HPC) dans la conception et joué un rôle dans l’obtention du premier permis de site nucléaire accordé par l’Offce for Nuclear Regulation (ONR) en plus de 20 ans.

Nous avons appuyé le projet HPC dès le début et avons conclu un accord-cadre de services professionnels avec NNB GenCo pour la prestation d’un large éventail de services techniques et d’ingénierie, y compris les travaux civils, mécaniques et électriques; l’ingénierie et la conception des procédés; l’ingénierie et la conception nucléaires; la conception multidisciplinaire; la planifcation environnementale.

Nos équipes ont effectué la conception détaillée de la structure des galeries techniques à la nouvelle centrale nucléaire de Somerset en vertu d’un programme permanent de travail aidant EDF à livrer HPC.

Nous utilisons les toutes dernières techniques d’ingénierie numérique pour créer le modèle 3D en béton armé en collaboration avec l’entreprise BYLOR, ce qui rend le projet plus sûr et rapide d’exécution.


https://www.snclavalin.com/fr-FR/projects/hinkley-point-c

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9. ÉNERGIE ÉOLIENNE

Nous sommes une entreprise mondiale d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction, avec des années d’expérience dans la prestation de solutions sur mesure pour l’industrie éolienne. Notre savoir-faire couvre tous les aspects de l’ingénierie et de la construction au cours du cycle de vie d’un projet d’énergie éolienne. Notre portefeuille comprend des projets partout sur la planète, ce qui fait de SNC-Lavalin un fournisseur de premier plan pour l’industrie éolienne mondiale.

Nos services sont associés à différents modèles de fnancement pour assurer la réussite des projets. Notre approche rigoureuse des investissements, de la gestion et de la monétisation des projets nous garantit un bilan solide pour aller jusqu’au terme des projets. Notre équipe dispose également d’une connaissance des crédits d’impôt et des incitatifs régionaux et locaux, de la structure des marchés pour le service public ainsi que des accords d’achat d’énergie et des incitatifs visant les normes de portefeuilles d’énergies renouvelables. Nous transformons l’énergie éolienne en mer en appliquant un concept normalisé permettant d’aborder la fabrication avec une approche de ligne de production afn de réduire les coûts sans compromettre la sécurité et la fabilité.

Nous avons géré plus de 11 G$ en fnancement de projet au cours de la dernière décennie.


Saint-Brieuc Bretagne, en France

Nous effectuerons les études d’avant-projet et la conception détaillée des fondations en treillis tubulaires des turbines du parc éolien en mer de Saint-Brieuc, au large des côtes du nord de la France.

Ailes Marines, un consortium d’Iberdrola, Renewable Energy Systems (RES) et la Caisse des dépôts sont les promoteurs de ce parc éolien. La portée des travaux comprend la conception de 62 treillis pour les turbines Siemens Gamesa de 8 MW, utilisant notre vaste expertise géotechnique pour composer avec les conditions de fond diffciles.

Une fois en exploitation en 2023, le parc éolien aura une capacité totale installée de 496 MW, soit suffsamment d’énergie propre pour 835 000 personnes.



https://www.snclavalin.com/fr-FR/projects/transforming-offshore-wind

https://www.snclavalin.com/en/media/trade-releases/2019/04-01-2019


Triton Knoll Angleterre, au Royaume-Uni

Nous étions chargés de concevoir les fondations monopieu du parc éolien en mer Triton Knoll d’Innogy, d’une capacité de 860 MW, au large de la côte est du Royaume-Uni.

Nous faisions partie d’une coentreprise entre Smulders et Sif visant à concevoir 90 monopieux pour les turbines MHI Vestas V164-9,5 MW et deux structures destinées aux sous-stations en mer. La construction sur terre a commencé peu après, alors qu’en mer, le démarrage était prévu en 2020. La première production d’électricité pourrait avoir lieu dès le premier trimestre de 2021.

Parc éolien en mer Dudgeon Angleterre, au Royaume-Uni

Nous avons entrepris la conception multidisciplinaire complète de 67 monopieux destinés au parc éolien en mer Dudgeon de 402 MW situé à 32 km des côtes du Norfolk, au Royaume-Uni.

Depuis son achèvement à la fn de 2017, ce parc de 402 MW produit suffsamment d’électricité verte et propre pour alimenter plus de 410 000 foyers britanniques avec ses 67 générateurs éoliens de 6 MW. Ce projet de 1,4 G£ a été livré par la coentreprise Dudgeon Offshore Wind Limited. Le parc éolien appartient à Equinor, Masdar et China Resources (Holdings), et Equinor en est l’exploitant.



Projet éolien de South Kent Chatham-Kent, au Canada

Nous étions le maître d’œuvre et le gestionnaire de la construction d’un parc éolien de 270 MW doté de 124 turbines dans la région de Chatham-Kent en Ontario.

Ce parc éolien est situé entre les villes de Tilbury et de Ridgetown, près des côtes du lac Érié sur le territoire ontarien. Il s’étend sur plus de 27 000 hectares (68 000 acres) de terres privées. Des baux à long terme ont été signés avec les propriétaires des 165 parcelles concernées.

Le parc devrait produire suffsamment d’électricité propre pour alimenter environ 100 000 foyers ontariens et compenser 842 000 tonnes d’émissions de dioxyde de carbone annuellement.

Il s’agit du plus grand parc éolien du Canada. Il appartient à une coentreprise à parts égales (50-50) de Pattern Energy et Samsung Renewable Energy et a été fnancé par un emprunt de 700 M$ CA contracté auprès de 15 banques.



https://www.snclavalin.com/~/media/Files/S/SNC-Lavalin/download-centre/fr/brochure/fact-sheet-renewable-global-fr.pdf


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Parc éolien fottant Hexicon Écosse, au Royaume-Uni

Nous avons travaillé avec l’entreprise suédoise Hexicon en tant que partenaire d’ingénierie pour concevoir la première plateforme maritime fottante dotée de plusieurs éoliennes.

La technologie brevetée mise en œuvre permet de se placer dans le sens du vent afn d'alimenter directement les turbines et de maximiser le rendement énergétique. Elle permet en outre une exploitation effciente de la ressource énergétique, plus au large et en eaux profondes dans les zones les mieux ventées, afn de fournir une électricité propre et abordable pour un déploiement mondial. Nous avons repoussé les limites de la conception technique pour aider Hexicon à optimiser le rendement énergétique. Notre expérience des projets transformationnels innovants, non seulement dans le secteur des énergies renouvelables, mais aussi dans celui du pétrole et du gaz, a emmené l’équipe de projet un pas plus loin pour passer du concept emballant à la réalité. Les améliorations apportées au système d’ancrage de la structure fottante ont augmenté l’effcience du système de rotation, réduisant les dépenses d’investissement et maximisant le rendement énergétique. Notre connaissance de l’éolien fottant a joué un rôle décisif dans l’élaboration du concept et l’obtention du contrat. La capacité de conception intégrée, qui autorise le dessin de la tête aux pieds réalisé pour Hexicon, illustre la réelle valeur ajoutée que notre clientèle peut tirer de notre expérience acquise dans une large palette de projets éoliens en mer fxes et fottants.

Projet éolien fottant Kincardine Écosse, au Royaume-Uni

Nous avons travaillé avec Kincardine Offshore Windfarm Limited (KOWL) en tant que membre actif de l’équipe de développement. Nous avons mis au point l’un des premiers réseaux d’éoliennes fottantes du monde en 2020, ce qui place l’Écosse en position de tête dans le perfectionnement et le déploiement de la technologie.

Le projet est un parc éolien de démonstration à l’échelle pilote. Il utilise une technologie de fondations fottantes semi-spar, qui démontrera la faisabilité technique et commerciale de l’éolien maritime fottant. Les fondations fottantes ouvrent des possibilités de parcs éoliens en haute mer dans des eaux très profondes, réduisant au minimum les impacts visuels en donnant accès à des ressources éoliennes jusqu’à présent inexploitées.

Le parc éolien aura une capacité de 218 GWh, soit l’équivalent du besoin en électricité de 55 000 foyers écossais. Il réduira les émissions de CO2 de plus de 94 000 tonnes par rapport aux sources d’électricité basées sur les combustibles fossiles.

Nous avons mis en œuvre le projet de l’étude conceptuelle initiale à la décision préalable aux autorisations. Le chemin a été marquant et diffcile, et il a pu mener à l’objectif grâce à notre expertise interne en évaluation environnementale marine et en processus d'autorisation.



https://www.snclavalin.com/en/beyond-engineering/winds-of-change-key-insights-gleaned-from-clean-power-projects

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10. ÉNERGIE MARINE

L’énergie marine (parfois appelée énergie des océans ou énergie hydrocinétique marine) désigne l’énergie portée par les vagues, les marées, la salinité et les différences de températures océaniques. Le mouvement de l’eau dans les océans de la planète crée un immense réservoir d’énergie cinétique, c’est-à-dire d’énergie de mouvement.

Les fondements théoriques de l’énergie marine ont été acquis dans les années 1970. Deux personnes visionnaires, en particulier, ont fait remarquablement progresser ce domaine : le professeur Stephen Salter de l’Université d’Édimbourg et Peter Fraenkel, fondateur de Marine Current Turbines.

En 1974, le professeur Salter a conçu un mécanisme révolutionnaire convertissant l’énergie des vagues (houlomotrice), tandis que Peter Fraenkel commençait à explorer des façons de convertir l’énergie de courants d’eau en électricité.

Le potentiel de contribution matérielle des vagues et des courants de marée au bouquet énergétique mondial est largement reconnu. L’industrie de l’énergie marine migre actuellement du stade des prototypes grandeur nature à celui des premiers réseaux. Son principal déf est la réduction du coût de production de l’énergie.

Marine Energy Accelerator Angleterre, au Royaume-Uni

Carbon Trust a été l’un des principaux artisans de l’innovation en énergie marine au Royaume-Uni. Le Marine Energy Accelerator (MEA) a soutenu l’innovation technologique en la matière et a établi des pistes claires de réduction future du coût de l’énergie, concluant qu’avec suffsamment d’accent placé sur l’innovation, les coûts de l’électricité produite par les génératrices marines pourront se comparer à ceux des autres technologies d’énergie renouvelable d’ici le milieu de la décennie 2020.

Nous avons collaboré étroitement avec le Carbon Trust dans le cadre du Marine Energy Challenge, programme conçu pour approfondir la compréhension des technologies d’énergie marine. Huit développeurs de technologies houlomotrices ont œuvré avec des consultants chevronnés en ingénierie d’exploitation en mer et en production d’électricité afn de porter leurs innovations à l’étape des tests. Ce programme a également offert aux jeunes entreprises participantes un précieux accès à une expertise en ingénierie essentielle au déploiement réussi d’installations de production d’électricité fables.

Le MEA disposait de 3,5 M£ pour améliorer la compréhension et accélérer la réduction des coûts de l’énergie extraite des vagues et des courants de marée. Il a collaboré avec des chefs de fle de l’industrie et des innovateurs technologiques pour faire progresser les technologies de composants clés, mettre au point des innovations en mer et faire des recherches sur la prochaine génération de dispositifs. Le résultat est une compréhension profonde des centres de coûts des dispositifs et une voie clairement établie pour atteindre la réduction du coût de l’énergie requise afn de rendre ces technologies concurrentielles comparativement à d’autres formes de production d’énergie renouvelable.


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Tidal Lagoon Swansea Heathrow, au Royaume-Uni

Nous avons fourni un soutien spécialisé en conception et en ingénierie pour aider Tidal Lagoon Swansea Bay Plc (en anglais seulement) à créer la première lagune à marée produisant de l’électricité du monde au pays de Galles, au Royaume-Uni.

Le projet permettra de produire de l’électricité avec peu d’émissions de carbone en fermant une portion de mer soumise aux marées et en incorporant des turbines hydroélectriques qui seront traversées par les eaux marines afn de produire de l’électricité. Avec sa capacité installée de 320 MW et 14 h de production fable quotidiennement, Swansea Bay Tidal Lagoon convertira assez d’énergie renouvelable pour alimenter plus de 155 000 foyers pendant 120 ans.

Il se peut qu’un modèle émerge pour la mise en place rapide d’une nouvelle forme d’infrastructure énergétique à faibles émissions de carbone de conception et de construction locales au Royaume-Uni. En tant qu’ingénieur en chef du client, nous avons produit des schémas préliminaires pour le brise-lames, le logement des turbines et les travaux annexes. Nous avons accompagné le processus d’appel d’offres en aidant à préparer les documents et en examinant les réponses et les plans détaillés.

Le projet de lagune à marée dans la baie de Swansea est basé sur la capture de l’énergie potentielle de l’un des plus grands marnages du monde.

Avec la construction d’un mur brise-lames doté de turbines hydroélectriques et la fermeture d’une zone de marées de 11,5 km² à l’extérieur du port de Swansea, dans le sud du pays de Galles, le projet pourrait produire 240 MW d’énergie marémotrice. La production durerait 14 h par jour en moyenne.

Le projet offrirait une source d’électricité propre, renouvelable, fable et prévisible à plus de 155 000 foyers (assez pour répondre à 70 % de la consommation d’électricité domestique annuelle de la baie de Swansea) pendant 120 ans.

Un nouveau site aux multiples usages, de la tenue d’événements nautiques internationaux à l’accueil d’innovations écologiques, comme des fermes maricoles, serait de surcroît créé.

La conception proposée repose sur une idée qui a déjà fait ses preuves, quoique sous une forme différente : l’usine marémotrice de la Rance, dans l’estuaire de la Rance (Bretagne), qui a ouvert en France en 1966. Cette usine a été la première installation exploitant l’énergie des marées pour produire de l’électricité et n’a pas cessé de fonctionner depuis sa mise en service.

Le projet proposé comprend la construction d’une digue et d’un logement à turbine pour capter l’énergie des marées et produire jusqu’à 320 MW. Nos équipes fourniront les services suivants :

> Étude documentaire, y compris l’examen des données de relevé géophysique et la création d’un modèle géologique préliminaire permettant de comprendre la variabilité géologique et les risques liés au sol et au fond dans l’ensemble du site. Cela pavera la voie à l’élaboration du document de conception de base de l’étude du sol.

> Conception et préparation des exigences techniques complètes de l’étude géologique et géophysique du sol en mer à utiliser dans le document d’appel d’offres, puis examen technique des offres présentées.

> Mise à disposition de représentants du client géotechnique pendant plusieurs campagnes en mer pour veiller à ce que les opérations soient entreprises conformément aux exigences techniques et à la documentation du contrat et en tenant dûment compte de la santé, la sécurité et l’environnement.

> Examen des rapports factuels et opérationnels des entrepreneurs, planifcation des essais en laboratoire et préparation d’un rapport d’interprétation géotechnique détaillé.



https://www.atkinsglobal.com/en-GB/projects/swansea-bay-tidal-lagoon


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11. ÉNERGIE GÉOTHERMIQUE

L’énergie géothermique est l’énergie thermique produite et stockée dans les profondeurs de la Terre. C’est l’énergie qui détermine la température de la matière. L’énergie géothermique de la croûte terrestre provient des origines de la planète et de la désintégration radioactive des matières.

Centrale géothermique de 140 MW Barrier, lac Turkana, au Kenya

Nous assistons Olsuswa Energy, qui établit une usine géothermique de 140 MW à Barrier, sur les rives du lac Turkana, au Kenya.

La production proposée doit être raccordée au réseau de la Kenya Electricity Transmission Company (KETRACO). Notre équipe était mandatée par Olsuswa Energy pour effectuer une étude de faisabilité documentaire visant à préciser les travaux requis afn d’intégrer la centrale géothermique du volcan Barrière, grand complexe volcanique dans le réseau de transmission de la KETRACO. Olsuswa Energy en est aux premiers stades d’élaboration du projet et doit connaître les coûts et les problèmes environnementaux associés à la construction de la centrale électrique. Notre solution a consisté à fournir un engagement de notre bureau de Nairobi aux parties prenantes locales, avec l’appui de nos équipes d’ingénierie électrique au Royaume-Uni. Elle nous a permis de montrer notre capacité internationale en livrant des projets incluant une plateforme numérique. En collaborant, nos équipes ont achevé une étude de faisabilité basée sur l’information obtenue par le bureau de Nairobi auprès de ses intervenants locaux.

Cet engagement local était un facteur clé du succès de la réalisation de l’étude. Les recommandations du rapport cernaient une solution qui pourrait être adoptée par nos intervenants, dont notre client, KETRACO et Kenya Power. Pendant l’élaboration de l’étude, nous avons collaboré avec nos intervenants pour nous assurer que nous étions soutenus positivement à un stade précoce. Avec l’ensemble de ceux-ci, cette collaboration consistait notamment en des réunions individuelles pendant et après la publication du rapport préliminaire et en un atelier de projet fnal confrmant nos recommandations. Les conclusions du rapport ont permis à Olsuswa Energy de passer aux stades suivants du projet en ayant confance dans la capacité à se raccorder au réseau de transmission et dans la détermination des activités associées aux prochaines étapes du projet.


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Centrale géothermique Te Mihi Taupo, en Nouvelle-Zélande

Nous avons conçu et construit conjointement la centrale géothermique Te Mihi à Taupo, en Nouvelle-Zélande.

Cette centrale utilise l’énergie du champ géothermique de Wairakei se trouvant dans la zone volcanique de Taupo. Le projet appartient à Contact Energy, qui en est aussi l’exploitant. La centrale géothermique Te Mihi répond aux besoins d’électricité des Néo-Zélandais de manière sûre, fable et effciente. Elle utilise la chaleur des profondeurs de la Terre pour produire de l’électricité. Sa capacité de production de 166 MW sufft pour alimenter plus de 160 000 foyers en Nouvelle-Zélande. La coentreprise formée par McConnell Dowell, SNC-Lavalin et Parsons Brinckerhoff a remporté le contrat d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction (IAC) de cette centrale géothermique de 166 MW.

Te Mihi est l’une des deux nouvelles centrales géothermiques planifées dans la région de Taupo et conçues afn de remplacer la deuxième plus grande centrale du monde, soit la centrale de Wairakei, mise en service il y a un demi-siècle. Toshiba International Corporation a fourni deux unités de 83 MW au consortium.

Ce dernier a constitué une solide équipe de coentreprise dotée d’une indiscutable expertise internationale dans l’application du modèle d’IAC pour construire des centrales énergétiques et satisfaire aux exigences particulières de Contact Energy.

L’équipe de projet a réalisé les travaux sur un site vierge isolé de 18 hectares dans des conditions géotechniques (géothermiques) diffciles et dans un contexte réglementaire strict en matière de santé et de sécurité. La première table de turbines a été coulée en avril 2012, à l’issue de quatre mois intensifs de conception, planifcation, travaux temporaires et construction. Cette table reçoit les turbines à vapeur et le générateur de l’unité 1. À son arrivée au port de Tauranga, il a fallu plus de 36 heures pour décharger du bateau l’unité du condensateur du bâtiment de la turbine 1, à cause de ses dimensions imposantes. Un dépôt de matériaux et d’équipement de 1,5 hectare a été construit sur le site pour recevoir, stocker et répartir les éléments achetés pendant la construction.




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12. ÉNERGIE SOLAIRE

Parc solaire photovoltaïque De Aar3 Province du Cap-Nord, en Afrique du Sud

Le parc solaire photovoltaïque De Aar3 dans la province du Cap-Nord, en Afrique du Sud, fournit une énergie électrique renouvelable permettant d’alimenter 19 000 foyers dans la région. Nos équipes ont fourni les services d’ingénierie civile et électrique détaillée, d’approvisionnement et de construction pour une centrale électrique photovoltaïque de 90 MW.

La plus grande centrale solaire d’Afrique du Sud se trouve en périphérie de De Aar, dans la province du Cap-Nord. Appelée De Aar3, elle héberge 167 580 panneaux photovoltaïques à couche mince en silicium amorphe disposés en longs rangs dans le parc, lui-même situé dans le désert.

Ce parc solaire, qui produit 332 000 MWh, est le plus vaste du pays.

Le Cap-Nord est l’une des parties les plus chaudes de l’Afrique du Sud, où l’intensité du rayonnement solaire atteint des sommets mondiaux.

Les panneaux photovoltaïques produisent de l’électricité dès qu’ils reçoivent la moindre lumière. Les nuages engendrent également de la lumière (indirecte), suffsante pour que les panneaux créent un courant électrique. La quantité d’énergie produite est proportionnelle à la quantité de lumière qui tombe sur les panneaux.

Le parc solaire est né de la décision d’un agriculteur et entrepreneur, Pascal Phelan, de convertir sa ferme de gibier, près de Kimberley, en site de production d’énergie solaire.

La centrale a été construite dans le cadre du Renewable Energy IPP Procurement Programme (REIPPPP) d’Afrique du Sud avec des investissements étrangers. La phase de construction a créé environ 2 000 emplois. Actuellement, 100 employés locaux entretiennent la centrale. Plus de 34 MR (rands sud-africains) iront au développement économique de la collectivité, fnançant par exemple le Wi-Fi gratuit dans toute la ville ainsi qu’un grand centre de formation communautaire.

Le REIPPPP a été une initiative largement couronnée de succès de la part du gouvernement pour stimuler les investissements sud-africains dans les énergies renouvelables.




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13. TRANSITION VERS DE NOUVEAUX CARBURANTS À ÉMISSIONS FAIBLES OU NULLES

Les entreprises énergétiques évoluent en observant leur manière de faire des affaires et l’endroit où elles le font et en se confrontant elles-mêmes par une remise en question de leurs modèles d’affaires dans un monde en voie de décarbonisation. Nous disposons d’un ensemble d’outils pour aider notre clientèle à effectuer sa transition vers de nouveaux carburants à émissions faibles ou nulles et à adopter des stratégies de décarbonisation qui lui permettent de modifer ses modèles d’affaires dans une économie elle aussi en voie de décarbonisation.

À l’échelle mondiale, la demande augmente rapidement. Nous assistons notre clientèle, qui s’oriente vers davantage de projets de gaz naturel et de gaz naturel liquéfé (GNL), tout en investissant dans des infrastructures qui permettent l’électrifcation pour répondre à la demande des utilisateurs fnaux et soutenir des opérations à faibles émissions de GES en amont. Nous l’aidons également à investir dans les technologies d’énergie renouvelable et les carburants à teneur en carbone faible ou nulle afn de décarboniser sa production et de tirer parti de son expertise des chaînes d’approvisionnement et du développement de marché pour soutenir le déploiement d’énergies à faibles émissions de carbone dans le cadre de la transition énergétique globale.

Au cours des cinq dernières années, bon nombre de nos clients de l’industrie énergétique ont amorcé une transition en devenant des fournisseurs d’énergie, passant à davantage d’installations de gaz naturel et investissant dans des technologies énergétiques à émissions de carbone faibles ou nulles. L’industrie du gaz naturel a connu une expansion considérable depuis une décennie, qui comporte de nouveaux défs et les progrès technologiques requis pour les relever. Cependant, les solutions judicieuses exigent plus que simplement de l’équipement spécialisé : il faut des connaissances de pointe en ingénierie des procédés et une solide expérience de la région. C’est là où nous intervenons. Grâce à nos vastes compétences et à notre solide feuille de route, nous sommes dans une situation unique pour collaborer afn de résoudre les problèmes les plus complexes éprouvés par notre clientèle, aujourd’hui et demain.

Notre expérience englobe tout, du déploiement rapide d’équipement aux centrales modulaires pour petites, moyennes et grandes installations, et nous menons à terme les projets avec succès partout sur la planète où notre clientèle a besoin de nous.

Quand il s’agit de projets de GNL et de gaz naturel liquéfé fottant (GNLF), nos clients doivent souvent œuvrer dans les régions les plus éloignées et les plus éprouvantes du monde. En Asie-Pacifque, au Moyen-Orient et dans les Amériques, à des températures allant de -40 °C à 40 °C, nous jouons un rôle clé dans l’exécution de projets qui fgurent parmi les plus belles réussites des annales de l’industrie.

Ce sont la créativité et des capacités d’ingénierie complètes dans un vaste éventail de spécialités qui nous permettent de proposer les meilleures solutions possible à notre clientèle. Les partenariats que nous établissons sont durables, et nous appliquons notre savoir-faire tout au long de la phase de réalisation, jusqu’à l’exploitation.


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L’hydrogène présente un superbe potentiel pour la transition vers une économie à faibles émissions de carbone. Équilibrant le bilan énergétique, il est pertinent dans tous les secteurs auxquels il offre des possibilités de décarbonisation, malgré les défs fondamentaux qui doivent être surmontés aux étapes de la fabrication, du stockage, de la distribution, des coûts de conversion, des gains d’effcacité et de l’utilisation.

Utilisation de cavernes de sel adaptées au stockage de l’hydrogène et du gaz Angleterre, au Royaume-Uni

Nous avons été choisis par l’Institut des technologies de l’énergie du Royaume-Uni (ETI) pour livrer un nouveau projet qui examinera en détail le potentiel du stockage d’hydrogène et de mélanges gazeux d’hydrogène sous terre, dans des cavernes de sel, en vue d’une utilisation ultérieure par des turbines à gaz, lorsque la demande d’électricité est élevée. Ce choix de l’ETI fait suite à un rapport qui mettait en lumière le rôle potentiel que le stockage de l’hydrogène pourrait jouer dans un système énergétique propre et réactif.

Ce rapport se concentrait sur la production d’hydrogène à partir de combustibles fossiles, de la gazéifcation de biomasse ou de déchets ou du reformage du méthane à la vapeur, toujours avec capture et stockage du carbone. L’utilisation d’une cuve d'entreposage et d’une turbine à gaz réactive rend la puissance utile fournie au réseau beaucoup plus fexible, tandis que le générateur d’hydrogène et l’usine de capture et de stockage de CO2 (CSC) peuvent fonctionner avec une effcacité optimale.

Le rapport a démontré qu’une unique caverne à dihydrogène (H2) peut résoudre les problèmes de pointes et de fuctuations de la demande énergétique pour une ville entière.

Il existe plus de 30 grandes cavernes de sel actuellement en exploitation au Royaume-Uni pour stocker du gaz naturel destiné au marché de l’électricité et du chauffage. Nombreuses sont celles qui présentent le potentiel pour être réutilisées à des fns de stockage de l’hydrogène ou pour construire de nouvelles cavernes dans les grands champs salins profondément enfouis à plusieurs endroits au Royaume-Uni.

Le nouveau projet de l’ETI permettra de répertorier et d’évaluer les cavernes de sel qui pourraient stocker de l’hydrogène dans le Cheshire, le Teesside et le Yorkshire de l’Est afn de produire de l’électricité. Notre équipe travaillera de concert avec les principaux exploitants de cavernes de stockage du Royaume-Uni, notamment Storengy, SSE, Gas Storage et SABIC, qui soutiendront l’élaboration de modèles de stockage de l’hydrogène propres à chaque région en fournissant des données essentielles et de l’expertise technique.

Den Gammer, directeur des stratégies de CSC de l’ETI, déclare :

« Nous pensons que le stockage et l’utilisation de l’hydrogène pourraient s’avérer un moyen peu coûteux de fournir de l’électricité propre pour les pointes et les charges suivant la demande. Une caverne offrirait à elle seule le potentiel de stockage pour répondre aux demandes de pointe d’une ville britannique. Le projet fournira des détails sur la pertinence des différentes cavernes et les coûts associés à leur utilisation; il permettra de constituer une base de faits probants pour justifer une éventuelle valorisation. »



Https://www.snclavalin.com/en/media/trade-releases/2016/20-10-2016-a


Usine de production d’hydrogène à faibles émissions, Ellesmere Port

Angleterre, au Royaume-Uni

Le ministère britannique des Affaires, de l'Énergie et des Stratégies industrielles (BEIS) a débloqué 13 M£ pour fnancier deux premières mondiales en matière de production d’hydrogène, à travers deux projets dirigés par le consortium HyNet dans le nord-ouest de l’Angleterre. Le premier projet est le principal projet d’hydrogène à faibles émissions de carbone du Royaume-Uni. Il réunit Johnson Matthey en tant que fournisseur de technologies, SNC-Lavalin pour les spécialistes de la livraison des projets et Essar Oil UK, propriétaire et exploitant. Le second projet, qui consiste à mener des essais en conditions réelles d’avitaillement en hydrogène, engage des entreprises nationales : Unilever, Essar Oil UK et Pilkington. Les deux projets d’HyNet sont dirigés par le promoteur Progressive Energy.

Le projet de création de la première usine de production d’hydrogène à faibles émissions de carbone du Royaume-Uni, dans la raffnerie Stanlow d’Essar Oil UK à Ellesmere Port, a reçu 7,5 M£. Cette usine fournira 3 TWh d’hydrogène à faibles émissions, soit le double du total du biométhane actuellement produit au pays. L’électricité ainsi produite sera distribuée à des clients industriels et, à terme, aux ménages de la région. L’installation produira de l’hydrogène à faible coût et à faibles émissions en quantités ajustées et avec un rendement élevé. Le taux de capture du carbone sera particulièrement élevé : plus de 95 % du carbone utilisé dans le processus sera capturé et stocké grâce à une technologie de capture innovante.

Une fois en service, l’usine capturera 600 000 tonnes de CO2 par an, ce qui équivaut à retirer plus de 250 000 automobiles sur les routes.

L’hydrogène sera distribué par un nouveau réseau de pipelines en cours de construction par Cadent, lequel acheminera également l’hydrogène renouvelable quand les coûts auront baissé. Le fnancement couvrira en outre les études d’avant-projet de l’usine. Une conception de référence sera ainsi disponible pour cette installation qui sera reproduite au Royaume-Uni et dans le monde.

HyNet a aussi reçu 5,2 M£ pour les essais d’avitaillement en hydrogène en conditions réelles au site industriel d’Unilever à Port Sunlight, où sont produits de nombreux produits d’entretien ménager et de soins personnels au Royaume-Uni, ainsi qu’à l’usine de verre Greengate Works de Pilkington à St Helens.

À ce dernier endroit, l’utilisation d’hydrogène dans le procédé de fabrication du verre sera une première mondiale; la démonstration qui sera faite à Port Sunlight représentera la première utilisation marquante d’hydrogène dans une chaudière de taille industrielle. Le projet comprend également l’étude d’avant-projet d’une nouvelle centrale de production combinée de chaleur et d’électricité (PCCE) alimentée à 100 % par de l’hydrogène avec des turbines à gaz à la raffnerie Stanlow d’Essar. Les faits probants observés lors des démonstrations paveront la voie de la conversion à l’hydrogène à faibles émissions de carbone dans un grand nombre d’industries mondiales.

Les projets visent à prouver que l’hydrogène peut servir de carburant de substitution au gaz naturel dans les procédés de fabrication. Ils créeront un précédent et aideront les entreprises à faire un pas vers un avenir à faibles émissions de carbone.





Usine Pearl Gas to Liquids (GTL) de Shell Ras Laffan, au Qatar

Le projet Pearl GTL de transformation de gaz en liquide (TGL) dans la ville industrielle de Ras Laffan, au Qatar, est le plus vaste projet de TGL du monde. Élaboré conjointement par Qatar Petroleum (QP) et Shell, il produit 140 000 barils par jour, et 120 000 barils d’équivalent pétrolier par jour de liquides de gaz naturel et d’éthane, ce qui en fait la principale source de produits de TGL du monde.

Nous avons mené à bien bon nombre de contrats s’élevant à plusieurs millions de dollars pour le projet Pearl GTL. Ces contrats ont sollicité nos trois groupes d’activités : ingénierie spécialisée, approvisionnement et construction (IAC), construction et soutien technique.

Nous avons remporté le premier gros contrat du projet en 2006. Le mandat d’IAC visant l’usine modulaire de traitement des eaux usées qui dessert le baraquement de chantier à la disposition de 35 000 membres du personnel de construction a été confé à notre groupe d’IAC. Il a été suivi d’un mandat en alimentation électrique au diesel et en télécommunications temporaires pour les installations temporaires clés en main de l’usine. Notre part à la première phase du projet (installations communes et train 1) atteignait une valeur totale de 320 M$ US. Le projet prévoyait l’aménagement d’installations de production de gaz en amont et de TGL à terre. Il incluait aussi la mise en valeur d’un bloc de vastes réserves gazières du champ Nord du Qatar, qui produira 1,6 milliard de p3 de gaz naturel par jour.

En 2009 et 2010, nous nous sommes tournés vers le volet construction de lots de services publics. Notre unité de construction a obtenu le mandat d’ingénierie électrique et d’instrumentation des aires de services publics et de torchage, de gestion des matières et de soutien à la mise en service, ce qui a permis d’entamer la mise en service de services publics pour des procédés cruciaux et ouvert la voie à l’achèvement de systèmes à l’échelle de l’usine.

Notre groupe Soutien technique est intervenu aux dernières étapes de la mise en service du mégaprojet. Au début de 2011, nous avons conclu une entente-cadre de services pour l’exécution de demandes de modifcations à l’usine de la Qatar Shell GTL Limited. En vertu de cette entente, nous fournissons des services de conception technique, de supervision de la construction et d’approvisionnement pour les modifcations à l’usine et les projets visant l’usine de Pearl GTL, ainsi que pour ses plateformes en mer, ses parcs de stockage portuaires, ses jetées de déchargement et les infrastructures qui les relient.

Comme nous avons pris part à ce projet d’envergure mondiale depuis les premiers travaux sur le chantier jusqu’à la mise en service, nous sommes ravis de poursuivre notre collaboration avec Shell aux phases de l’exploitation et de l’entretien du projet par des services techniques pour les installations existantes dans les prochaines années. Au milieu de 2011, l’usine de Pearl GTL a vendu sa première cargaison commerciale de carburant diesel TGL, marquant le début de la production. L’usine a atteint sa pleine capacité de production sécuritaire et fable vers la fn de 2012.


https://www.snclavalin.com/fr-FR/projects/shell-pearl-gtl


Projet de GNL de Gorgon Île de Barrow, en Australie

SNC-Lavalin réalise des projets en Australie depuis plus de 40 ans. Nous avons fourni des solutions sur mesure pour la plupart des grands projets pétroliers et gaziers et avons acquis une formidable réputation, car nous parvenons à mener à bien nos mandats même dans de rudes conditions et en régions éloignées. En 2009, Kentz, qui a depuis été acquise par SNC-Lavalin, s’est vue octroyer le premier de trois contrats importants en vue de fournir des services d’ingénierie et de construction pour le projet de GNL de Gorgon, une nouvelle installation située dans une réserve naturelle de classe A et un corridor cyclonique, au large de la côte de l’Australie-Occidentale. Les champs gazéifères du Grand Gorgon, l’une des plus importantes ressources gazéifères connues d’Australie, recèlent environ 40 000 milliards de p3 de gaz.

Le projet de Gorgon est exploité par une fliale australienne de Chevron, la Chevron Australia Pty Ltd. Il est mené en coentreprise par des fliales australiennes de Chevron (participation d’environ 47 %), d’ExxonMobil (25 %) et de Shell (25 %) d’une part, et par Osaka Gas (1,25 %), Tokyo Gas (1 %) et Chubu Electric Power (0,417 %) d’autre part. Chevron Australia, l’exploitant principal, a octroyé à la coentreprise formée de Kentz, de Decmil et de Thiess (TDKJV) un contrat de conception et de construction du village du chantier, pour loger quelque 4 000 travailleurs sur l’île de Barrow en prévision de l’aménagement futur de l’usine de GNL. SNC-Lavalin, par l’entremise de son entité Kentz, était chargée de fournir un savoir-faire en ingénierie et conception, ainsi que l’ensemble de l’approvisionnement en mer, alors que ses partenaires fournissaient des services de gestion de projet, d’approvisionnement local et de construction.

Nous avons également remporté le contrat d’ingénierie, approvisionnement et construction (IAC) des systèmes électroniques et de télécommunications en 2009. Dans le cadre de ce projet, notre équipe Télécommunications et électronique a construit l’antenne de communication principale (ACP) d’une hauteur de 120 m. L’ACP appuie le fonctionnement permanent du lien de communications entre l’île de Barrow et le continent et est essentielle à l’exploitation de l’usine de GNL de Gorgon.

Il s’agit maintenant du mât haubané de 120 m le plus lourd en Australie, et il est situé dans la zone où la vitesse des vents enregistrée est la plus rapide du monde (408 km/h ou 113 m/s).

L’éloignement du chantier du projet a nécessité une technologie d’avant-garde en télécommunications, qui faisait appel, entre autres, à des réseaux IP convergents multifux, à la transmission de données satellitaire, à des aides à la navigation, y compris la localisation par radar et de navires, des systèmes météorologiques et océanographiques, des réseaux locaux et étendus primaires comprenant la gestion de réseau, la surveillance centrale vol-incendie, et la transmission de données par fbres optiques et micro-ondes.

Aujourd’hui, notre équipe continue d’offrir un soutien à l’exploitation et à l’entretien pour les systèmes électroniques et de télécommunications sur terre et en mer. L’énoncé fnal des travaux, qui se sont achevés en 2016, comprenait un lot de travaux en mécanique, en électricité et en instrumentation de concert avec CB&I, notre partenaire en coentreprise. Le contrat prévoyait des services de soutien pour les volets structures, mécanique, canalisations, électricité, instrumentation et mise en service, en vue de la construction de trois trains de GNL, d’une capacité totale de 15 millions de tonnes par an, ainsi que les services publics associés et une usine de traitement et de compression de gaz domestique.

Le souci de la clientèle est au cœur de tout ce que nous faisons. La constitution de notre équipe, notre gamme de services, de même que nos principes et méthodes universels, visent tous à ce que nous réalisions ses projets de la manière la plus sécuritaire et la plus effcace qui soit. Nous sommes déterminés à fournir à toute notre clientèle un service de qualité novateur. C’est cette détermination et notre approche souple qui nous ont permis de nouer une relation de confance avec notre client et de réaliser de nouveaux mandats pour le projet de Gorgon à la veille de nouvelles phases de mise en valeur.


https://www.snclavalin.com/fr-FR/projects/gorgon-project

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