Démonstration d'une zone de réseau interactif
Promoteur principal : Hydro-Québec
Emplacement : Boucherville, Québec
Contribution du FEP : 7.5 M $
Total du projet : 49,8 M$
Contexte
Le projet de réseau interactif d’Hydro-Québec est une expérience menée avec les technologies « Smart Grid » dans la ville de Boucherville, au Québec.
Le projet réseau interactif a été lancé en vue d'améliorer l'efficacité énergétique et le rendement du réseau de distribution. La zone visée par la mise à l'essai est alimentée par le poste Pierre-Boucher desservant principalement la ville de Boucherville. Le projet vise à valider que les systèmes d’optimisation de type Volt et VAR contribuent à la réduction de la consommation d’énergie et des pertes du réseau de distribution sans nuire à la qualité de l’énergie distribuée aux clients. Il vise aussi à tester la performance, la compatibilité et l’intégration dans les opérations de l’ensemble des technologies mises à l’essai (voir schéma).
Le Projet comporte 3 volets :
- Volet « Distribution Management System » (DMS) et « Volt & Var Optimization » (VVO)
- Volet Recharge des véhicules électriques (VÉ)
- Volet « Advance Metering Infrastructure » (AMI) et contrôle de charge
Résultats
Pour le système DMS (Distribution Management System) avec CATVAR (Contrôle Avancé de la Tension et des VAR), des fonctionnalités ont été ajoutées à l’outil actuel de gestion du réseau ce qui a permis de démontrer la faisabilité et la performance de la technologie CATVAR. La poursuite du développement des fonctionnalités CATVAR se fera dans un outil commercial de type DMS.
Une étape importante a été réalisée dans la gestion de la puissance réactive. C'est la première fois que les besoins en puissance réactive du transporteur sont tenus en compte par le distributeur dans la gestion de la puissance réactive du distributeur. À ce jour, seule Hydro-Québec a réalisé cette gestion intégrée en temps réel de la puissance réactive.
Pour le DMS intégrant le contrôle de tension - CATVAR (Contrôle avancé de la tension et des VAR), une bonne modélisation du réseau est essentielle (caractéristiques des équipements, phasage, modèle de charge). En particulier, le déséquilibre des tensions sur un réseau de distribution constitue un réel défi lorsque vient le temps d’optimiser le niveau de tension pour réduire la consommation d’énergie. De même, la mesure de tension doit se faire au niveau du client pour la calibration du système. Enfin, la collaboration avec le réseau de transport permet une meilleure optimisation des réductions d’énergie. Lors du déploiement du projet d’automatisation, la conception des coffrets de commande a dû être révisée pour favoriser une intégration visuelle et environnementale plus harmonieuse dans les zones urbaines. Cette expérience souligne l’importance d’informer le plus tôt possible les organismes publics pouvant être affectés par les différents projets.
Des bornes de recharge pour véhicules électriques ont été acquises afin de caractériser leur performance sous nos conditions climatiques par des essais en laboratoire et avec des installations réelles en mode d’essais pilotes. De plus, un outil de simulation a été développé, permettant d'évaluer l'impact de la recharge des véhicules électriques sur le réseau de distribution en matière d'énergie et de puissance. 48 stations de recharge ont été installées et 30 véhicules électriques ont été pistés sur la route.
En tout, 5 800 compteurs résidentiels de nouvelle génération ont été installés dans le cadre du volet AMI et contrôle de charge. L’infrastructure de mesurage avancée (IMA) utilise une technologie de télécommunication maillée, à radiofréquence. Reliés au moyen de la technologie sans fil, ces dispositifs transmettent de l’information à un système d’acquisition et d’archivage de données. L’analyse de ces données peut être utilisée pour mieux comprendre le comportement de l’énergie et ainsi de mieux gérer l’énergie.
Version textuelle
L'illustration est une représentation du réseau électrique de distribution. Elle illustre comment sont reliées les différentes technologies de réduction de la consommation d'énergie et de pertes du réseau de distribution. 3 principales zones y figurent soit :
- Performance du réseau de distribution; un centre de contrôle du réseau de distribution (CCRD) permet de valider les systèmes d'optimisation de l'énergie par l'entremise de différents équipements électriques, de télécommunication et d'informatique installés sur le réseau de distribution.
- Efficacité énergétique du réseau de distribution; via le CCRD, la gestion des postes électriques et des télécommunications sans fil permettra de valider les systèmes d'optimisation de type Volt et VAR
- Participation active des clients; certains clients de la zone de démonstration de réseau interactif participeront aussi à la validation des systèmes d'optimisation par les compteurs intelligents et par l'intégration de sources d'énergie propres.
L'illustration est marquée de tous droits réservés par Hydro-Québec et par Electric Power Research Institute (EPRI)
Avantages pour le Canada
La contribution du Fonds pour l’énergie propre permettra à ce projet d’accélérer la mise au point de technologies « Smart Grid » renouvelables et écoénergétiques. Le projet facilitera l’adaptation de ces technologies par les services publics de distribution électrique, ce qui entraînera une réduction des émissions de gaz à effet de serre au Canada.
Prochaines étapes
Hydro-Québec compte s’assurer que les technologies et les solutions adoptées sont mises en service en permanence. De plus, Hydro-Québec fera un suivi de l’offre sur le marché des technologies DMS et VVO.
Le déploiement de la technologie AMI permettra, à nos clients, de suivre leur consommation et d’en faire une gestion énergétique judicieuse.
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