La prise en compte de l’urgence environnementale est un fait acquis et le déploiement d’une politique ambitieuse en matière d’énergies renouvelables recueille ainsi un large consensus auprès de l’opinion. Cependant pour l’énergie éolienne plus particulièrement, cette volonté se heurte à un certain nombre de freins : doute sur l’efficacité réelle, impact paysager, partage équitable des retombées économiques, etc.Cette recherche s’attache à analyser comment une entreprise spécialisée dans le développement et l’exploitation de parcs éoliens peut, à travers sa stratégie de communication, participer à la construction de l’acceptabilité. Grâce à une observation prolongée de trois années sur le terrain, cette recherche s’est nourrie des échanges avec les différents groupes d’acteurs concernés par un parc ou un projet éolien : les développeurs, les élus, les riverains, les associations, etc.À travers trois études monographiques, il s’agit de comprendre au regard de l’entreprise, l’opposition des riverains et la construction de leurs opinions afin d’identifier les mécanismes de production de l’acceptabilité liés à un projet d’implantation. / The consideration of the environmental emergency is an established fact and the deployment of an ambitious policy on renewable energy has found a large acceptance within the public . However for wind energy in particular, this political will is confronted to a lot of obstacles : doubt on the effectiveness , impact on the landscape , equitable sharing of economic benefits , etc.This research seeks to analyze how a company specializing in wind farms can, through its communication strategy, participate to the construction of acceptability. Thanks to an extended three-year observation, this research included exchanges with various stakeholder groups concerned by a park or a wind project as developers, elected officials, residents, associations, etc.Through three monographic studies , the aim of this research is to understand to the company’s point of view, the opposition of local residents and the construction of their opinions in order to identify the mechanisms of production of acceptability associated with an industrial project.

Mémoire numérisé par la Division de la gestion de documents et des archives de l'Université de Montréal.

L'énergie éolienne jouant un rôle de plus en plus important dans le réseau électrique, elle ne peut plus être considérée comme une source d'énergie marginale. Par conséquent, l'impact sur le réseau de l'intermittence, inhérente à ce type d'énergie devient non négligeable. L'utilisation du stockage est une des principales solutions à ce problème d'intégration. Ce travail porte sur l'optimisation du système éolien/stockage en considérant la dynamique de l'éolien, la capacité de stockage et l'interaction avec le réseau. L'objectif consiste à répondre aux exigences du réseau en limitant les fluctuations, à fournir des services-systèmes tout en mettant en avant la rentabilité économique du système. La méthode de gestion proposée s'appuie sur deux niveaux de pilotage : l'anticipation et la gestion réactive. La première phase consiste à utiliser des informations de prévisions (météorologiques, contraintes du réseau, conditions du marché électrique...) afin de définir par avance le programme de fonctionnement optimal du système de stockage. La deuxième phase étudie le fonctionnement en temps réel, où le système doit faire face aux perturbations et respecter les règles du mécanisme d'ajustement. Le problème est complexe avec de nombreuses variables de contrôle discrètes et continues. La Programmation Mixte Linéaire (PML) est utilisée pour résoudre efficacement le problème. La stratégie de fonctionnement optimale proposée sera validée sur un simulateur hors temps réel et un simulateur en temps réel.

L'intégration à grande échelle de l'énergie éolienne dans les réseaux électriques peut poser des problèmes aux opérateurs de ces réseaux car, contrairement aux moyens de production conventionnels, la production éolienne est variable et non contrôlable. Pour réduire l'impact de certains de ces problèmes, les gestionnaires de réseaux expriment le besoin de prévisions à court terme (de 48 à 120 heures) de la production agrégée des parcs éoliens situés dans une région définie.<br />Le but de la thèse est de développer un cadre d'analyse et des outils permettant de faciliter la mise en place de modèles de prévision de la production éolienne régionale.<br />La thèse présente tout d'abord un cadre d'analyse permettant de caractériser la production éolienne régionale. Par ce biais, les propriétés saillantes de la production régionale, qui doivent être prises en compte lors de la conception d'un modèle de prévision régionale, sont identifiées.<br />Le problème de la prévision régionale est ensuite abordé comme un problème d'apprentissage statistique. Nous définissons trois approches de modélisation générique permettant la combinaison de sous-modèles. L'influence de ces approches sur la précision des prévisions est étudiée ainsi que celle du choix des sous-modèles. Pour permettre la comparaison de sous-modèles, nous introduisons un modèle de prévision éolienne dont la performance est comparable aux modèles de l'état de l'art.<br />Finalement, nous examinons l'impact sur la précision de prévision qu'a le choix des variables explicatives et nous proposons des règles générales de sélection dans le cadre de la prévision éolienne régionale. Pour faciliter le processus de modélisation, des méthodes de sélection automatique sont étudiées. Deux méthodes (une méthode filtre et une méthode wrapper) qui exploitent les caractéristiques propres au problème sont proposées. Nous montrons que ces méthodes sont plus performantes qu'une méthode générique de l'état de l'art.

Ce mémoire de maîtrise porte sur l'aspect de l'acceptabilité sociale lié au choix de modèle de développement éolien au Québec. Y sont traités les déterminants mondiaux du développement éolien, le contexte énergétique québécois, les caractéristiques du modèle de développement québécois, la question de l'acceptabilité sociale des projets éoliens et le positionnement de divers groupes d'acteurs dans le développement éolien québécois. L'analyse se fonde sur le dépouillement de quatre quotidiens et d'un hebdomadaire entre l'année 2003 et juin 2008 (201 articles), d'une vingtaine de questionnaires et d'autant d'entretiens semi-directifs menés auprès de différentes catégories d'acteurs. Le modèle théorique de l'Advocacy Coalition Framework (ACF), par Sabatier et Jenkins-Smith, est retenu comme cadre théorique de l'analyse des politiques publiques. Deux hypothèses de travail sont formulées: (1) les idées de la coalition hardpath dominent la politique actuelle en matière d'énergie éolienne et (2) les coalitions softpath et « pronationalisation » convergent autour de la défense du pacte social issu de la nationalisation de l'électricité. Les résultats confirment la dominance des croyances de la coalition hardpath dans la politique de développement éolien au Québec. Cependant, il a été impossible d'affirmer la seconde hypothèse portant sur la convergence des deux autres coalitions autour de la défense du pacte social issu de la nationalisation de l'électricité. L'analyse montre que le modèle actuel du développement éolien, en ligne avec la libéralisation des marchés de l'électricité, ne correspond pas aux attentes de tous les protagonistes; les membres des coalitions softpath et pronationalisation y trouvent difficilement satisfaction. Elles semblent unies dans leur opposition aux idéaux hardpath. Les propositions de modèles alternatifs et la possibilité de modèles de développement éolien hybrides sont également abordées. ______________________________________________________________________________ MOTS-CLÉS DE L’AUTEUR : Québec, Hydro-Québec, Production d'électricité, Énergie éolienne, Politiques publiques, Libéralisation, Pacte social de la nationalisation, Advocacy Coalition Framework (ACF), Acceptabilité sociale.

Mémoire numérisé par la Division de la gestion de documents et des archives de l'Université de Montréal

L'implantation d'éoliennes en mer permet de contribuer, notamment, au respect des objectifs de Kyoto par l'Europe. Ceci constitue une étape dans la lutte contre le changement climatique global. Pour localiser précisément les futurs lieux d'implantation des parcs éoliens, il est nécessaire de connaître la répartition spatiale du potentiel éolien en zones côtières. Nous démontrons que le potentiel éolien en mer doit être représenté sous forme de cartes de paramètres statistiques à haute résolution spatiale. La télédétection permettant la mesure de phénomènes physiques spatialisés, nous évaluons son apport à l'obtention de telles cartes. Les diffusomètres spatioportés permettent l'obtention de statistiques de vent, mais au large des zones d'intérêt, et à basse résolution spatiale. Les radars à ouverture synthétique (ROS) permettent, eux, l'obtention de cartes de vent à haute résolution spatiale sur les zones d'intérêt, mais ne sont pas adaptés à l'obtention de statistiques de vent. Nous définissons alors le cadre mathématique d'une méthode statistique. Cette méthode permet de tirer parti des avantages conjugués des diffusomètres et des ROS, afin d'obtenir des cartes de paramètres statistiques de vent à haute résolution spatiale sur les zones d'intérêt. Elle permet de rendre la télédétection utilisable de manière opérationnelle pour l'évaluation du potentiel éolien maritime.

Tableau d’honneur de la Faculté des études supérieures et postdoctorales, 2017-2018 / 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 éoliendiésel 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 / 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

Le but de la présente recherche est le développement d'un instrument de mesure du vent adapté aux conditions climatiques froides et à la présence de glace en milieux nordiques. Dans le cadre de ce projet, plusieurs prototypes adaptés aux climats nordiques ont été conçus, développés, mis en service et testés sous des conditions contrôlées et sur des sites réels d'exploitation éolienne. La thèse qui suit présente la méthodologie utilisée ainsi que les travaux qui ont été réalisés lors du développement de cet anémomètre anti-glace chauffant. Les prototypes développés dans le cadre de ce projet sont des anémomètres à coupoles dont certains éléments sont chauffés. Les endroits critiques où la formation de glace affecte la mesure de la vitesse du vent ont été identifiés à l'aide d'essais expérimentaux. Les différents aspects de la mesure et du contrôle de l'instrument ont été étudiés et ont conduit à un prototype optimisé (prototype de 4eme génération). Le dernier prototype présenté dans cette thèse inclut l'intégration d'un microprocesseur permettant la mesure de différentes quantités. Les données recueillies en temps réel permettent de faire un contrôle sans précédent du chauffage, une compensation dynamique du signal de vitesse du vent pour diminuer la survitesse (« overspeeding ») et permettent de fournir une indication sur la présence et l'intensité des conditions propices à la formation de glace. Cette thèse démontre la nécessité d'utiliser des instruments chauffants développés adéquatement par des essais expérimentaux et une étude théorique de leur fonctionnement.

Les réseaux électriques sont sujets aux aléas divers pouvant éventuellement mettre en péril leur sûreté. Des évènements résultants de l’aléa météorologique ou de la défaillance stochastique des composants du réseau tels qu’une fluctuation de températures hors saison ou la perte d’une unité de production, peuvent causer des déséquilibres inattendus entre l’offre et la demande et entraîner des délestages. Pour faire face à ces aléas, des marges de puissance ou "réserve" sont ménagées par rapport au strict équilibrage de l’offre et de la demande prévisionnelle. Cependant, déterminer la quantité de réserve suffisante pour une opération fiable et rentable est un problème difficile à résoudre, particulièrement en présence d’incertitude croissante due à la libéralisation du marché de l’électricité et à la pénétration à grande échelle des éoliennes sur le réseau. L’approche déterministe considère un niveau de réserve statique du jour pour le lendemain. L’énergie éolienne étant faiblement prévisible, de la réserve supplémentaire est requise pour pallier l’intermittence du vent. Parce que les éoliennes ne sont pas distribuables, les générateurs conventionnels ont été laissés sous pression en répondant aux variations larges et rapides de la charge nette du réseau. Étant données les contraintes de rampe qui limitent leur flexibilité, le bon fonctionnement du marché de l’électricité peut être altéré parce que les transactions d’énergie qui y sont contractées risquent de ne pas être réalisées en temps réel comme convenu pour des raisons de sécurité. Dans ce contexte, l’utilisation de l’approche déterministe à elle seule comme c’est le cas aujourd’hui, pourrait ne pas être économique ou fiable pour contenir les risques encourus; d’où la nécessité des méthodes sophistiquées basées sur une représentation plus complexe de l’incertitude. Cette thèse propose des solutions viables et efficientes à l’incertitude croissante dans l’opération à court terme des réseaux électriques en présence d’éoliennes à grande échelle et dans un contexte de compétition. Le caractère conservatif de la méthode déterministe a été grandement amélioré par une génération de réserve supplémentaire, contrôlable, et qui tient en compte l’aspect stochastique des éoliennes. La mutualisation des capacités via l’interconnexion permet d’alléger la contrainte d’équilibrage du réseau et de réduire les secousses autour des générateurs conventionnels. Afin de faciliter les transactions d’énergie sur le marché, des règles ont été élaborées pour inciter la mise en disponibilité des générateurs à larges paliers de rampes. Un problème combiné de la programmation des centrales et de transit optimal de puissance incorporant tous les objectifs sus-cités a été formulé. Traduit en programmation mixte quadratique car générant des solutions faisables dont le niveau d’optimalité est connu, celui-ci a été utilisé pour investiguer divers effets de l’interconnexion sur la réduction des coûts d’exploitations associés à plus d’éoliennes sur le réseau. Enfin et surtout, la capacité de notre modèle à résister aux contingences a été validée avec un modèle qui tient compte de l’aspect aléatoire des composants du réseau à tomber en panne. Ce qui nous a permis d’ajuster notre stratégie du marché du jour pour le lendemain par rapport à celui du temps réel. Notre modèle se distingue par sa rapidité et sa capacité `a révéler les coûts cachés de l’intégration des éoliennes dans les réseaux électriques. / Power grids are subject to a variety of uncertainties that may expose them to potential safety issues. Interruptions in electricity supply for instance, may result from an unseasonable temperature fluctuations or a power station outage, which are events of stochastic nature involving the weather or the failure of a component in the grid. The result may be sudden imbalances in supply and demand, leading to load interruptions. To plan for such unforeseen events, the grid carries ’reserve’, i.e., additional capacity above that needed to meet actual demand. However, scheduling the appropriate amount of reserve needed for a reliable and cost-effective grid operation is very challenging, especially in the context of increased uncertainties due to liberalization and the large-scale wind electric generators (WEGs) penetration to grid. Traditional grids assume a fixed knowledge of system conditions for the next day. Wind power being very poor to predict, an extra reserve generation to accommodate its uncertainty is required. Because WEGs aren’t built around spinning turbines, conventional units have been left stressed while responding to large and fast variations in the system net load. Given the temporal operating restrictions that limit their flexibility, the properly functioning of the electricity market can be altered as the energy transactions may not be carried out in realtime, exactly as agreed for security reasons. In this context, the use of the deterministic criteria alone as is the case today, may not be economical or reliable in limiting the risk of uncertainty; calling for sophisticated methods based on more-complex characteristics of uncertainty. This thesis proposes reliable and sound solutions to the increased variability and uncertainty in short-term power grid operations emanating from increasing the share of WEGs in the generation mix and competition from electricity markets. The conservativeness of the deter ministic method has been greatly improved with an adjustable extra generation reserve that accounts for the stochastic feature of WEGs. An inherent flexibility–design that attempts to reduce the onus placed on conventional units to balance the system has been considered. In doing so, the jerkings around these units while responding to large and fast variations in the system net load have been considerably mitigated. Adequate market policies that incentivize flexible resources to make their units with higher ramp rates available to follow dispatch signals have been crafted, thereby avoiding potential reliability degradation or costly out-ofmarket actions. A combined Security Constrained Unit Commitment (SCUC) and Optimal Power Flow (OPF) optimization problem that encompasses all the above mentioned goals has been formulated. Translated into a Mixed Integer Quadratic Programming (MIQP) problem that can return a feasible solution with a known optimality level, the SCUC-OPF engine has been used to investigate various effects of grids integration on reducing the overall operating costs associated with more wind power in the system. Last but not least, the effectiveness of our model to withstand contingencies has been done with a probabilistic model benchmark that accounts for the random nature of grid failure. This allows the adjustment of the Day- Ahead Market (DAM) strategy with respect to the Real-Time Market (RTM). Our model is proven to be more acceptable as it is time-saving, and has particular implications for wind integration studies as it can reverse the hidden cost of integrating WEGs to grid.