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INFORMATION ET ÉCHANGESSUR LA PLANIFICATIONDU RÉSEAU DE TRANSPORTD’HYDRO-QUÉBEC TRANSÉNERGIE

RÉSEAU PRINCIPAL

Montréal, 10 octobre 2014

PRÉSENTATION DU RÉSEAU DE TRANSPORT PRINCIPAL (RAPPEL)

PLANIFICATION DU RÉSEAU PRINCIPAL À L’HORIZON 2019

� Prévision de la demande interne au Québec� Demandes de raccordement� Plan des ressources� Demandes de service de transport point-à-point� Besoins en pérennité� Projets� Transits sur les grands axes du réseau


� Prévision de la demande interne au Québec� Demandes de raccordement� Principaux enjeux

― Réseau de la Côte-Nord

― Réseau de l’Abitibi

PÉRIODE D’ÉCHANGES

PLAN DE LA PRÉSENTATION

1

2

3

4

Hydro-Québec TransÉnergie2

UNE ÉTENDUE ET UNE COMPLEXITÉ EXCEPTIONNELLE

� 11 400 km de lignes à haute tension (735 kV)

� Un réseau intelligent vaste et complexe (grands automatismes pour la protection du réseau en place depuis 20 ans et en évolution constante)

PRÉSENTATION DU RÉSEAU DE TRANSPORT PRINCIPAL(RAPPEL)

11

� La demande– 39 240 MW de pointe historique

de la demande d’électricité (22 janvier 2014–7 h 26)

– 85% des charges concentrées au sud

� La puissance à transporter– Plus de 43 500 MW en date de

décembre 2013– 85 % de la production située au nord

� Le parc d’actifs: 19,2 G$– 18,1 G$ ligne et postes

• 33 885 km de lignes dont un tiers à 735 kV

• 527 postes dont 39 postes à 735 kV et 765 kV

– 1,1 G$ autres

PRÉSENTATION DU RÉSEAU DE TRANSPORT PRINCIPALRÉSEAU DE TRANSPORT 2014

BAIE JAMES

16 900 MW CHURCHILL FALLS

5 200 MW

MANIC-OUTARDES9 150 MW

1


21 INTERCONNEXIONS DONT6 À COURANT CONTINU

� Échanges d’électricité avec les provinces atlantiques, l’Ontario et le Nord-Est des États-Unis (capacité maximale de livraison de 8 000 MW dont 5 000 MW à courant continu)

� Nos Tarifs et conditions de service, approuvés par la Régie de l’énergie, assurent un accès non discriminatoire à notre réseau, conformément à la réglementation nord-américaine applicable

PRÉSENTATION DU RÉSEAU DE TRANSPORT PRINCIPALINTERCONNEXIONS


1

RESPECT DES NORMES ET DES CRITÈRES DE FIABILITÉ DE LA NERC ET DU NPCC

� Sous l’autorité de la Régie de l’énergie, autorité réglementaire en matière d’énergie au Québec

� Normes opérationnelles (exploitation du réseau, gestion des limites, équilibrage de l’offre et de la demande, etc.)

� Normes de protection des infrastructures critiques (protection physique et cybernétique des actifs critiques à la fiabilité du réseau de transport du Québec)

PRÉSENTATION DU RÉSEAU DE TRANSPORT PRINCIPALINTERCONNEXIONS


1

PRÉSENTATION DU RÉSEAU DE TRANSPORT PRINCIPALLE RÉSEAU PRINCIPAL ET LES RÉSEAUX RÉGIONAUX

7

CENTRALESDE PRODUCTIONHQP ET AUTRES

POSTES DE DÉPART

POSTES STRATÉGIQUES

(735 À 315 kV)

POSTES SOURCES(315 À 69 kV)

POSTESSATELLITES

(120-25 kV)

LIGNES LIGNES LIGNES

RÉSEAU DE DISTRIBUTION

21 INTERCONNEXIONS

LE RÉSEAU PRINCIPAL LES RÉSEAUX RÉGIONAUXACTIFS DE TRANSÉNERGIE


1

PRINCIPAUX INTRANTS

� Prévision de la demande interne au Québec

� Demandes de raccordement

� Plan des ressources

� Demandes de service de transport point-à-point

� Besoins en pérennité


22

OBJECTIF : OFFRIR UN SERVICE DE TRANSPORT FIABLE ET À MOINDRE COÛT QUI PERMETTRA AU RÉSEAU DE DISPOSER D’UNE CAPACITÉ SUFFISANTE POUR RENCONTRER L’ENSEMBLE DES DEMANDES DU RÉSEAU À L’HORIZON 2019

� La demande

― 95% de la prévision de la demande au Québec est sous la responsabilité d’Hydro-Québec Distribution (HQD)

― Transmise annuellement conformément aux Tarifs et conditions (article 37)

HORIZON 2019PRINCIPAUX INTRANTS


2

� La production

― Un plan des ressources pour l’horizon 2019 est établi suivant la production installée et les demandes de raccordement au réseau

� Les demandes de service de transport point-à-point considérées pour l’horizon 2019 ayant fait l’objet d’une convention d’avant-projet

� L’état des infrastructures du réseau de transport

HORIZON 2019PRINCIPAUX INTRANTS


2

LA PRÉVISION DE LA DEMANDE DU DISTRIBUTEUR POUR LA POINTE DE 2018-2019 :

― 39 031 MW (en date du 13 septembre 2013*)

― Représente une croissance moyenne de 0,9 % annuellement

― Représente une croissance de charge de 1 657 MW sur 5 ans

HORIZON 2019PRÉVISION DE LA DEMANDE INTERNE AU QUÉBEC

Pointe2013-2014

2014-2015

2015-2016

2016-2017

2017-2018

2018-2019

Exercice 2013 37 374 37 268 37 607 37 954 38 337 39 031

Hydro-Québec TransÉnergie11 * Plan d’approvisionnement 2014-2023 Réseau Intégré. (2013-11-01) HQD - Demande R-3864-2013

2

� Le Transporteur planifie son réseau en considérant une charge de pointe exceptionnelle :

― Charge de pointe estimée + 4 000 MW

� La répartition géographique des prévisions de la demande peut varier et ainsi représenter des écarts de transit plus élevés sur les grands axes de transport



2

PRODUCTION

� Puissance à transporter en date de décembre 2013 : 43 534 MW

� Puissance à transporter prévue pour 2018-2019 : 46 223 MW

� Ajouts de production sur les prochains 5 ans : 2 689 MW

� Retraits de production thermique et nucléaire au fil des ans : 1 505 MW en 2012-2013

HORIZON 2019DEMANDES DE RACCORDEMENT

Filières de productionPuissance installée

2013-14(MW)

Puissance installée2018-19(MW)

Accroissement(MW)

Hydraulique 39 858 41 274 1 416

Thermique 983 983 0

Éolien 2 416 3 623 1 207

Biomasse 277 343 66

Total 43 534 46 223 2 689


2

Ajouts de production par année� 2014

– Romaine-2 640 MW– Petite hydro/divers 14 MW– Augmentation de puissance (Manic-2) 30 MW– Production éolienne 459 MW– Biomasse 50 MW

� 2015– Augmentation de puissance (Manic-2) 30 MW– Production éolienne 447 MW– Biomasse 16 MW

� 2016– Romaine-1 270 MW– Petites centrales hydro/divers 6 MW– Augmentation de puissance (Manic-2) 30 MW– Production éolienne 150 MW

� 2017– Romaine-3 396 MW

� 2018– Aucun ajout

HORIZON 2019PLAN DES RESSOURCES


2

DES ÉQUIPEMENTS SERONT AJOUTÉS POUR LES DEMANDES SUIVANTES :

� 1 200 MW ferme sur le chemin HQT-MASS pour 2014

� 1 200 MW ferme sur le chemin HQT-NE pour 2014

� 225 MW ferme sur le chemin HQT-HIGH pour 2014

EN ÉTUDE D’AVANT-PROJET :

� Ajout de 1 200 MW sur un nouveau chemin Québec-New Hampshire

� Ajout de 1 000 MW sur un nouveau chemin Hertel-New-York

HORIZON 2019DEMANDES DE SERVICE DE TRANSPORT POINT-À-POINT


2

ENTRE 650 ET 700 M$ SONT ALLOUÉS SELON LES DIVERS PORTEFEUILLES DE PÉRENNITÉ

LES PRINCIPAUX ÉLÉMENTS SONT :

HORIZON 2019BESOINS DE PÉRENNITÉ – ENGAGEMENTS MONÉTAIRES EN 2015


2

Appareillage 295 M$

Lignes 100 M$

Automatismes 85 M$

Interconnexions 85 M$

Compensation 60 M$

HORIZON 2019BESOINS DE PÉRENNITÉ – APPAREILLAGE / LIGNES / AUTOMATISMES


2

RISQUE = fonction (impact/état)

Stratégie de pérennité

IMPACT RISQUES

9

ÉLEVÉ8

7

6FORT

5

4MOYEN

3

2FAIBLE

1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 PROBABILITÉ

� Plusieurs installations approchent leur fin de vie utile

� Systèmes intégrés requièrent une approche intégrée

– Valves à thyristors

– Système de refroidissement

– Système de commande et protection

� L’importance stratégique d’un système doit être prise en compte dans l’étude des besoins de pérennité

� Nécessite une gestion de l’indisponibilité de l’équipement afin de minimiser les impacts sur le réseau

– Durée du retrait

– Période du retrait

HORIZON 2019BESOINS DE PÉRENNITÉ – INTERCONNEXIONS


2

COMPENSATION SHUNT :

� 9 compensateurs synchrones (CS)

� 14 compensateurs statiques (CLC) mis en service de 1972 à 2011

� La fin de vie utile de certains de ces équipements est atteinte

COMPENSATION SÉRIE :

� 44 bancs de condensateurs série (CXC) mis en service en majorité au début des années 90

� Les systèmes de commande et protection des CXC ont atteint leur fin de vie utile

HORIZON 2019BESOINS DE PÉRENNITÉ – ÉTAT DU PARC DE COMPENSATION


2

PRINCIPAUX PROJETS LIGNES, POSTES, COMPENSATION ET INTERCONNEXIONS


22

2014-2015– Intégration de production éolienne (lignes et postes à 120 kV et 315 kV)

– Ajout d’un second CLC au poste du Bout-de-l'île à 735 kV (-100/+300 Mvar)

– Deux transformateurs de 1 650 MVA à 735/315 kV au poste du Bout-de-l'Île(ouverture du réseau à 315 kV Montréal–Québec au poste du Bout-de-l'Île)

– Nouveau poste aux Outardes à 735 kV

– Rehaussement de la capacité de la CXC au poste de Bergeronnes

– Ajout de trois CS de 25 Mvar au poste de Cadillac

– Nouvelle ligne biterne Saint-Césaire-Bedford à 230 kV, exploitée à 120 kV

(Highgate 225 MW ferme + charge locale)

– Ajout de la ligne Arnaud–Romaine-2 à 315 kV (Ligne à 735 kV de 260 km)

– Ajout d’un CLC au poste de Figuery à 315 kV (-100/+300 Mvar)

2015-2016– Intégration de production éolienne (lignes et postes à 120 kV, 230 kV et 315 kV)

HORIZON 2019PRINCIPAUX PROJETS D’AJOUTS – LIGNES ET POSTES


2

2016-2017– Intégration de production éolienne (lignes et postes à 230 kV)

– Ligne Romaine-1-Romaine-2 à 315 kV (30 km)

– Intégration de la centrale Romaine-1

2017-2018– Intégration de production éolienne (lignes et postes à 315 kV)

– Intégration de la centrale Romaine-3

– Ajout de CXC au nord des postes Micoua et Manic

2018-2019– Nouvelle ligne à 735 kV entre les postes de la Chamouchouane et Judith-Jasmin

– Ajout d’un poste à 735 kV dans la boucle de Montréal (Judith-Jasmin)

– Ligne de 1 200 MW CCHT entre Des Cantons et Franklin et d’une ligne CA de Franklin à Deerfield

– Ligne de 1 000 MW CCHT entre Hertel et Astoria Annex et d’une ligne CA de Astoria à Rainey

– Augmentation de la CXC au poste d’Abitibi

HORIZON 2019PRINCIPAUX PROJETS D’AJOUTS – LIGNES ET POSTES


2

HORIZON 2019PRINCIPAUX PROJETS DE LIGNES


2

� Réfection des CS et remplacement de leur système de démarrage– Manicouagan, Duvernay, Abitibi, Lévis

� Remplacement des CLC des postes – Chamouchouane, Chibougamau, La Vérendrye

� Remplacement des systèmes de commande et protection des CXC (phase 1)

– Kamouraska, Montagnais, Bergeronnes, Chamouchouane, Chibougamau, Arnaud, Abitibi

HORIZON 2019PRINCIPAUX PROJETS DE PÉRENNITÉ – COMPENSATION

24 Hydro-Québec TransÉnergie

2

2015– Remplacement de disjoncteurs à 120 kV et à 315 kV dans la cour des groupes

convertisseurs du poste de Châteauguay

2015-2016– Remplacement des systèmes de commande des groupes convertisseurs du

Réseau Multi-Terminal à Courant Continu (postes de Radisson et de la Nicolet)

– Ajout d’inductances à 240 kV et à 315 kV au poste de l’Outaouais

2016– Remplacement des valves à thyristors et des systèmes de commande et de

refroidissement du groupe convertisseur au poste de la Madawaska

2017– Remplacement des valves à thyristors et des systèmes de commande et de

refroidissement d’un CLC au poste de Châteauguay (requis pour le fonctionnement des groupes convertisseurs)

HORIZON 2019PRINCIPAUX PROJETS DE PÉRENNITÉ – INTERCONNEXIONS


2

TRANSITS SUR LES GRANDS AXESDU RÉSEAU


22

HORIZON 2019 TRANSITS SUR LES GRANDS AXES DU RÉSEAU

Interfaces Transit 2013-14 (MW) Transit 2018-19 (MW) Écart (MW)

Xxxx xxxxx xxx Xx xxx Xx xxx xxx

xxxxxxxxxx Xx xxx Xx xxx X xxx

Xxxxxxxx xxx Xx xxx Xx xxx X xxx

xxxxxxxxxxxxxxx xxxx X xxx X xxx


2

� Prévision de la demande interne au Québec

� Demandes de raccordement

� Principaux enjeux– Réseau de la Côte-Nord

– Réseau de l’Abitibi


33

Le Distributeur

� Prévision de la demande du Distributeur s’échelonne sur 10 ans

� Pour des fins de projection, la demande pour 2023-2024 est estimée en utilisant le taux de croissance de la dernière année de la prévision officielle de la demande du Distributeur datée du 13 septembre 2013*


Pointe hivernale

2013-2014

2014-2015

2015-2016

2016-2017

2017-2018

2018-2019

2019-2020

2020-2021

2021-2022

2022-2023

2023-2024

Exercice 2013

37 374 37 268 37 607 37 954 38 337 39 031 39 397 39 726 40 036 40 340 40 646

* Plan d’approvisionnement 2014-2023 Réseau Intégré. (2013-11-01) HQD - Demande R-3864-2013 Hydro-Québec TransÉnergie29

3

Production– Ajout de la centrale Romaine-4 d’une puissance de 244 MW (2020)

– Rééquipement des groupes de la centrale Manic-3 : 210 MW additionnels (2024)

– Ajout du complexe Petit-Mécatina-4 : 880 MW (2023)

– Puissance installée prévue pour décembre 2023 : 46 667 MW

HORIZON 2024DEMANDES DE RACCORDEMENT

Filières de productionPuissance installée

2013-14(MW)



Hydraulique 39 858 41 274 41 728

Thermique 983 983 983

Éolien 2 416 3 623 3 623

Biomasse 277 343 343

TOTAL 43 534 46 223 46 677


3

POUR 2024, LE PROCESSUS DE RÉALISATION DES PROJETS N’EST PAS DÉMARRÉ

� Pas d’engagement définitif quant au développement du réseau

� Choix à faire entre les différentes technologies et solutions disponibles pour le renforcement du réseau (ajout de lignes, compensation shunt dynamique, compensation série, etc.)

HORIZON 2024PRINCIPAUX ENJEUX – CONTEXTE


3

NOUVELLE RÉPARTITION DE LA CHARGE VERS LE SUD

� Fluctuation de la charge minière en Abitibi

� Augmentation de la charge au sud xxx MW par an à Montréal et interconnexion(s)

� Perte de production et de réserve au sud Fermeture des centrales

– Gentilly-2 (2012)

– La Citière (2012)

– Tracy (2011)

� Diminution de la charge au nord-est Fermeture d’industries au nord-est

� Augmentation de la production sur la Côte-Nord

HORIZON 2024PRINCIPAUX ENJEUX


3

CHARGE = ?(mines)

CHARGE

PRODUCTION

CHARGE

PRODUCTION

PRÉVISIONS INCERTAINES

� Charge : mines, industries, projets d’interconnexion

� Localisation de la puissance additionnelle

CAPACITÉ THERMIQUE

� Réseau conçu pour répondre à une pointe hivernale

� Capacité du réseau atteinte en été (limite thermique des lignes et charge estivale accrue)

CAPACITÉ DE TRANSPORT ATTEINTE DANS CERTAINS TERRITOIRES

� Certains territoires régionaux (ex. Deux-Montagnes, Saint-Eustache, Terrebonne, Mascouche, Saint-Jérôme et Sainte-Agathe)

� Parc industriel de Bécancour / Côte-Nord / Abitibi

HORIZON 2024PRINCIPAUX ENJEUX


3

� Réseau de la Côte-Nord et de l’Abitibi


33

BAISSE IMPORTANTE DES PRÉVISIONS DE LA CHARGE INDUSTRIELLE (500 MW ET +)

� Augmentation du transit vers le sud sur l’axe Manic–Québec

� xxxxxxx xx xx xxxxxxxx xx xxxxxxxxx xxxxxxxx xxxx

HORIZON 2024RÉSEAU DE LA CÔTE-NORD


3

SCÉNARIOS DE RENFORCEMENT POSSIBLES :

� Scénario 1 :

― xxxxx xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

� Scénario 2 :

― xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

� xx xxxxxxxxxx xxx xxxxxxxxxx

HORIZON 2024RÉSEAU DE LA CÔTE-NORD


3

HORIZON 2024RÉSEAU DE L’ABITIBI – ZONE D’ÉTUDE (Géographique)

37

3

Abitibi

HORIZON 2024RÉSEAU DE L’ABITIBI

xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

Production locale

Réseau de transport à 315 kV

Importation de l’Ontario

38

33

11

22

3

1

2

3

ACCROISSEMENT INCERTAINDE LA CHARGE

� Secteur minier

� Prévisions déjà dépassées

� Croissance et décroissance en escalier



3

SCÉNARIOS DE RENFORCEMENT POSSIBLES :

� Scénario 1 :

― xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

― xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

� Scénario 2 :

― xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

― xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx

� Observations, commentaires ou propositions ?



3

DISCUSSION

PÉRIODE D’ÉCHANGES

44

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