TransÉnergie Une division d’Hydro-Québec · 2.4 Données de simulation des éoliennes 7 2.5 Critères de conception du réseau 8 2.6 Variation de la production éolienne et effet

DIRECTION PLANIFICATIONET DÉVELOPPEMENT DES ACTIFS

PROGRAMME ET STRATÉGIESDU RÉSEAU PRINCIPAL

ÉTUDE D’INTÉGRATION DE 1000 MW D’ÉOLIENNESDANS LE TERRITOIRE GASPÉSIEN

Décembre 1999

Document de travail pour usage interne seulement.

TransÉnergie Une divisiond’Hydro-Québec

TABLE DES MATIÈRES

PAGE1.0 INTRODUCTION 4

2.0 HYPOTHÈSES D’ÉTUDE 5

2.1 Le réseau gaspésien 52.2 Répartition de la production éolienne dans le territoire gaspésien 72.3 Prévisions des besoins gaspésiens pour 2012 72.4 Données de simulation des éoliennes 72.5 Critères de conception du réseau 82.6 Variation de la production éolienne et effet sur la réserve d’exploitation 9

3.0 LES NOUVELLES LIGNES À 230 kV ET 315 kV 9

3.1 Nouvelle ligne à 230 kV Goémon-Rivière-au-Renard 93.2 Nouvelle ligne à 315 kV Rimouski-Goémon 9

4.0 LES ADDITIONS D’ÉQUIPEMENTS DANS LES POSTES 11

4.1 La compensation série et les compensateurs statiques 114.2 Les condensateurs shunt et les inductances shunt à 315 kV 124.3 Les condensateurs shunt dans la région de Montréal 124.4 La compensation série sur le réseau Churchill-Manicouagan 12

5.0 RÉSULTATS DE SIMULATION 13

5.1 Défaut triphasé sur les lignes actuelles 135.2 Défaut triphasé au poste Goémon 145.3 Défaut triphasé au poste Rivière-au-Renard 155.4 Défaut triphasé retardé 16

6.0 LES INVESTISSEMENTS SUR LE RÉSEAU 18

7.0 CONCLUSION 19

ANNEXE 20

Document de travail pour usage interne seulement. 2

LISTE DES FIGURES

PAGE

Figure 1: Réseau d’alimentation de la Gaspésie intégrant 100 MW d’éoliennes 6

Figure 2: Réseau d’alimentation de la Gaspésie intégrant 1000 MW d’éoliennes 10

Figure 3: Défaut triphasé sur les lignes actuelles 13

Figure 4: Défaut triphasé au poste Goémon 14

Figure 5: Défaut triphasé au poste Rivière-au-Renard 15

Figure 6: Défaut triphasé retardé 16

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1: Caractéristiques électriques des éoliennes 7

Tableau 2: Défaut triphasé retardé 17

Tableau 3: Les investissements sur le réseau 18

LISTE DES RÉFÉRENCES

Réf. 1: Avis de la Régie de l’énergie au ministre d’État des Ressources naturellesconcernant la place de l’énergie éolienne dans le portefeuille énergétiquedu Québec, Montréal, le 30 septembre 1998, A-98-02, R-3395-97.


1.0 INTRODUCTION

Le 30 septembre 1998, la Régie de l’énergie transmettait au ministre d’État des Ressourcesnaturelles un avis (Réf. 1) concernant la place de l’énergie éolienne dans le portefeuilleénergétique du Québec. Cet avis portait sur la détermination d’une quote-part pouvant être allouéeau développement de l’énergie éolienne dans un futur plan de ressources d’Hydro-Québec.Il faisait suite à une demande du ministre d’État des Ressources naturelles du 8 décembre 1997 etrésultait d’un processus d’audience publique.

Dans cet avis, la Régie souligne que l’ajout d’une quote-part d’énergie éolienne dans leportefeuille des ressources d’Hydro-Québec ne saurait se justifier par des besoins en production enraison, notamment, de l’existence d’alternatives de production moins coûteuses. Cet ajout, selonelle, se fonderait essentiellement sur la volonté de créer une infrastructure industrielle québécoised’envergure générant des retombées économiques en termes d’emplois, de développementrégional et touristique et enfin, d’exportations de composantes et d’énergie nouvelle. C’est doncdans cette perspective, que la Régie recommande un programme de développement qui fixe unequote-part de 50 MW installés sur une base annuelle afin de favoriser la fabrication d’environ 60 à70 turbines éoliennes de 750 kW. Intégrée au plan de ressources d’Hydro-Québec et mise enservice dès l’an 2002, cette quote-part s’échelonnerait sur 9 ans divisée en trois phases de 3 ans.Aux termes du programme, les installations totaliseraient 450 MW en l’an 2011.

Suite aux représentations d’Hydro-Québec sur le besoin d’études sur la stabilité du réseau et la

qualité de l’onde électrique, la Régie recommande dans son avis (Recommandation no 8) qu’uneétude technique sur la faisabilité d’intégration de 1000 MW au réseau principal d’Hydro-Québecdans le territoire gaspésien soit entreprise par Hydro-Québec.

Ce rapport présente les résultats de l’étude sur la stabilité du réseau pour déterminer leséquipements de transport requis pour intégrer cette nouvelle production éolienne de 1000 MW, surune période de 10 ans, dans le territoire gaspésien.

Le chapitre 2 présente dans un premier temps les différentes hypothèses retenues pour cette étudeconcernant: le réseau gaspésien, la répartition de la production éolienne dans le territoiregaspésien, la prévision des besoins à satisfaire jusqu’en 2012, les données de simulation deséoliennes, et les critères de conception du réseau.

Le chapitre 3 présente les nouvelles lignes à 230 kV et 315 kV pour l’intégration des nouvellesturbines éoliennes prévues durant la période 2002-2012, et le chapitre 4 présente les autreséquipements de transport requis pour le développement du réseau gaspésien de TransÉnergiejusqu’en 2012.

Le chapitre 5 présente les résultats de simulation de certaines contingences particulièrementintéressantes qui permettent de démontrer la robustesse du réseau gaspésien planifié pour 2012, etle chapitre 6 présente le sommaire des investissements requis sur le réseau pour l’intégration desnouvelles turbines éoliennes.

Le chapitre 7 présente en conclusion un résumé des nouveaux équipements de transport requisdurant la période 2002-2012.


2.0 HYPOTHÈSES D’ÉTUDE

2.1 Le réseau gaspésien

Le réseau principal gaspésien actuel (1999) est montré à la figure 1. Il sert de référence pour cetteétude.

Ce très long réseau est composé d’abord de 2 corridors de lignes en série Lévis-Rivière-du-Loupet Rivière-du-Loup-Rimouski, qui longent le Saint-Laurent. À l’est du poste Rimouski, un premiercorridor de lignes longe encore le Saint-Laurent jusqu’au poste Goémon, tandis qu’un secondcorridor de lignes traverse la péninsule jusqu’au poste Matapédia, puis longe la Baie-des-Chaleursjusqu’au poste Micmac. Ces infrastructures à 315 kV et 230 kV alimentent les principaux postessources de la Gaspésie alors que des lignes à 161 kV complètent le réseau dans la péninsule et leparc gaspésien.

Le corridor de lignes Lévis-Rivière-du-Loup est composé de 2 lignes biternes à 315 kV de184 km. Ces 4 circuits à 315 kV sont compensés série à 60% au poste intermédiaire Kamouraska.Ce corridor de lignes transporte environ 1200 MW pour l’alimentation des besoins de pointed’hiver du Bas-Saint-Laurent et de la Gaspésie, en plus de raccorder 2 interconnexions avec leNouveau-Brunswick, soit Madawaska et Eel River.

Le corridor de lignes Rivière-du-Loup-Rimouski est composé d’une ligne biterne à 315 kV de97 km, en parallèle avec une ligne biterne à 230 kV. Ce corridor de lignes transporte environ850 MW pour l’alimentation des besoins de pointe d’hiver de la partie orientale du Bas-Saint-Laurent et ceux de l’ensemble de la Gaspésie, en plus de raccorder une interconnexion avecle Nouveau-Brunswick, soit Eel River.

Le corridor de lignes Rimouski-Matane-Goémon est composé de 2 lignes monoternes à 230 kVde 94 km entre Rimouski et Matane, puis d’une ligne biterne à 230 kV de 77 km, en parallèle avecune ligne monoterne à 230 kV, entre Matane et Goémon. Ce corridor de lignes transporte environ400 MW pour l’alimentation des besoins de pointe d’hiver de la partie septentrionale de laGaspésie, et intègre la production éolienne installée à Cap-Chat en 1998 (57 MW) et à Matane en1999 (43 MW).

Le corridor de lignes Rimouski-Matapédia-Cascapédia-Micmac est composé d’une lignebiterne à 315 kV de 129 km entre Rimouski et Matapédia, suivi d’une ligne biterne à 230 kV de95 km entre Matapédia et Cascapédia, puis d’une ligne biterne à 230 kV de 104 km entreCascapédia et Micmac. Ce corridor de lignes transporte environ 300 MW pour l’alimentation desbesoins de pointe d’hiver de la partie méridionale de la Gaspésie, en plus de raccorder uneinterconnexion avec le Nouveau-Brunswick, soit Eel River.

À l’extrémité orientale de la Gaspésie, une ligne monoterne à 161 kV de 224 km relie à travers lapéninsule, les postes Goémon et Micmac, et une autre ligne monoterne à 161 kV de 96 kmalimente les postes Gaspé et Rivière-au-Renard à partir du poste Micmac.

L’électricité desservie à l’extrémité orientale de la Gaspésie parcourt donc une distance de plus de700 km depuis le poste Lévis.


Figure1: Réseau d’alimentation de la Gaspésie intégrant 100 MW d’éoliennes 2003-02-12

Lévis 735-315 kV

Rivière-du-Loup 315-230-120 kV

Rimouski 315-230-69 kV

Goémon 230-161 kV

Kamouraska comp. série 315 kV

Rivière-au-Renard 161 kV

Madawaska c.a.-c.c.-c.a.

Edmundston N.B. 345/315 kV

Eel River N.B. c.a.-c.c.-c.a.

Matapédia 315-230 kV

Micmac 230-161 kV

Parcs éoliens de Matane 43 MW et Cap-Chat 57 MW

NOUVEAU-BRUNSWICK

Cascapédia 230-69 kV

2.2 Répartition de la production éolienne dans le territoire gaspésien

Le réseau gaspésien intégrera à 230 kV cet automne 100 MW d’éoliennes installées sur la côteseptentrionale gaspésienne, soit à Cap-Chat en 1998 (57 MW) et à Matane en 1999 (43 MW).

Afin de procéder à une étude technique sur la faisabilité d’intégration de 1000 MW d’éoliennes auréseau principal d’Hydro-Québec dans le territoire gaspésien, on a ajouté 900 MW d’éoliennesréparties uniformément sur les 300 km de la côte septentrionale gaspésienne entre Mont-Joli etRivière-au-Renard, soit un parc de 150 MW à tous les 50 km pour un total de 6 parcs. Pour find’étude, chaque parc éolien est composé de 200 éoliennes de 750 kW, du même type que les133 éoliennes existantes.

La figure 2 montre la localisation des 6 parcs de 150 MW d’éoliennes sur la côte septentrionalegaspésienne entre Mont-Joli et Rivière-au-Renard.

2.3 Prévisions des besoins gaspésiens pour 2012

Le très long réseau gaspésien transporte environ 1200 MW pour l’alimentation des besoins depointe d’hiver du Bas-Saint-Laurent et de la Gaspésie, en plus de raccorder 2 interconnexions avecle Nouveau-Brunswick, soit Madawaska et Eel River. Les besoins desservis par ce réseau croîtrontd’environ 15% de 1999 à 2012, pour atteindre près de 1400 MW.

Le réseau principal d’Hydro-Québec dans le territoire gaspésien pourra répondre à ces besoinssans renforcement majeur.

2.4 Données de simulation des éoliennes

Le tableau 1 présente les caractéristiques électriques des éoliennes installées sur la côteseptentrionale gaspésienne. Toutes ces éoliennes sont conçues par le même fabricantNEG MICON du Danemark. Elles ont donc les mêmes caractéristiques de comportement enréseau. Ces caractéristiques électriques sont fournies par le fabricant. Le modèle CIMTR3 dulogiciel PSS/E de la firme PTI Inc. présenté en annexe, est utilisé pour cette étude. Les donnéesutilisées dans le modèle sont aussi présentées dans le tableau 1.

Tableau 1 : Caractéristiques électriques des éoliennes

Caractéristiques Fabricant Simulation

Pôles par phase 4 4

Puissance nominale P 750 kW 750 kW

Puissance nominale Q 405 kvar 405 kvar

Puissance nominale S 852 kvA 852 kvA

Tension nominale V 600 600

Raccordement des enroulements du stator triangle étoile

Courant nominal A 820 820


2.5 Critères de conception du réseau

La simulation des événements prévus par les critères de conception du réseau permet de vérifier larobustesse du réseau gaspésien et de déterminer les caractéristiques techniques des équipementssupplémentaires requis pour conserver la qualité du service de transport d’électricité à la clientèleactuelle et future.

Le principal événement analysé pour l’identification des équipements à ajouter au réseau principalgaspésien est un défaut triphasé éliminé dans un délai normal (environ 0.1 seconde), sur n’importequel circuit ou appareil du réseau, entraînant le retrait permanent de ce circuit ou appareil.L’analyse de cet événement sur les différents circuits et appareils du réseau doit démontrer que:

• aucun autre circuit ou appareil du réseau ne verrait sa capacité thermique excédée, pour éviterque la perte d’un équipement du réseau entraîne en cascade la perte de plusieurs équipements;

• la tension du réseau retournerait automatiquement à l’intérieur de sa plage d’exploitationnormale de +ou- 5% à 315 kV (+ou- 10% à 230 kV et moins) après l’événement;

Fréquence du réseau (Hz) 60 60

Vitesse de rotation du rotor (tours/minute) 1809 1809

Glissement (p.u.) 0.005 0.005

Réactance de fuite du stator Xs 0.108 ohm 0.085 p.u.

Réactance de fuite du rotor Xr 0.135 ohm 0.106 p.u.

Résistance du stator Rs 0.0071 ohm 0.0057 p.u.

Résistance du rotor Rr 0.0063 ohm 0.0050 p.u.

Réactance de magnétisation Xm 4.753 ohms 3.745 p.u.

Moment d’inertie des 3 pales (kg*m2) 963000 --

Vitesse de rotation des pales (tours/minute) 22 --

Moment d’inertie du rotor (kg*m2) 24 --

Vitesse de rotation du rotor (tours/minute) 1809 --

Inertie totale des 3 pales et du rotor H -- 3.50 sec.

T’ = (Xr + Xm) / 377*Rr -- 2.04 sec.

X = Xs + Xm -- 3.83 p.u.

X’ = Xs + 1 / (1/Xm + 1/Xr) -- 0.188 p.u.

Xl = Xs -- 0.085 p.u.

Tableau 1 : Caractéristiques électriques des éoliennes

Caractéristiques Fabricant Simulation


• seuls les clients (production ou charge) directement reliés au circuit ou appareil en fauteauraient leur service de transport électrique interrompu.

De plus, en ce qui concerne les machines à induction, nous démontrerons au chapitre 5.4 de cerapport qu’il est utile de vérifier que la tension d’alimentation de ces machines retourne dans undélai d’environ une seconde après un évènement à au moins 90% de sa valeur nominale, pourfournir rapidement à ces machines à induction le courant de magnétisation dont elles ont besoin etleur permettre ainsi de rester en service un évènement.

2.6 Variation de la production éolienne et effet sur la réserve d’exploitation

Selon les promoteurs et experts en production éolienne, l’intensité des vents peut faire l’objetd’une prévision avancée au même titre que la demande (résidentielle, commerciale ou autres). Laproduction éolienne n’aurait donc que peu d’impact sur la réserve d’exploitation.

3.0 LES NOUVELLES LIGNES À 230 kV ET 315 kV

La figure 2 montre le réseau principal gaspésien en 2012 avec une nouvelle ligne à 230 kV et unenouvelle ligne à 315 kV requises pour rendre faisable l’intégration de 1000 MW de productionéolienne dans le territoire gaspésien.

3.1 Nouvelle ligne à 230 kV Goémon-Rivière-au-Renard

Des 6 parcs de 150 MW d’éoliennes ajoutés sur la côte septentrionale gaspésienne entre Mont-Joliet Rivière-au-Renard, 3 parcs seraient situés entre les postes Goémon et Rivière-au-Renard. Cettepartie de la côte gaspésienne est peu habitée actuellement et le réseau principal gaspésien y estabsent. L’alimentation électrique y est assurée par des lignes à 161 kV et à 69 kV de faiblecapacité. Une nouvelle ligne biterne à 230 kV de 150 km entre Goémon et Rivière-au-Renarddevrait être construite pour y prolonger le réseau principal gaspésien, afin de transporter vers leposte Goémon la majorité des 450 MW qui seraient parfois générés par ces 3 parcs d’éoliennes.

3.2 Nouvelle ligne à 315 kV Rimouski-Goémon

Les 3 autres parcs de 150 MW d’éoliennes seraient situés entre les postes Rimouski et Goémon, lelong du corridor de lignes à 230 kV Rimouski-Matane-Goémon. Ce corridor de lignes intègre déjàla production éolienne installée à Cap-Chat en 1998 (57 MW) et à Matane en 1999 (43 MW). Cecorridor de lignes transporte environ 400 MW pour l’alimentation des besoins de pointe d’hiver dela partie septentrionale de la Gaspésie. Cependant, la charge estivale peut atteindre des creux aussibas que 120 MW ou 30% des besoins de pointe d’hiver. Durant ces creux de charge estivale, si lesvents sont favorables, la production éolienne maximale de 1000 MW excéderait les besoins locauxde 120 MW et une puissance de 880 MW devrait alors être transportée vers le poste Rimouski.Une nouvelle ligne biterne à 315 kV de 150 km entre Rimouski et Goémon devrait être construitepour y renforcer le réseau principal gaspésien et transporter vers le poste Rimouski ces 880 MW.


Figure 2: Réseau d’alimentation de la Gaspésie intégrant 1000 MW d’éoliennes 2003-02-12

Lévis 735-315 kV

Rivière-du-Loup 315-230-120 kV comp. série 315 kV

Rimouski 315-230-69 kV

Goémon 315-230-161 kV

Kamouraska comp. série 315 kV

Rivière-au-Renard 230-161 kV

Madawaska c.a.-c.c.-c.a.

Edmundston N.B. 345/315 kV

Eel River N.B. c.a.-c.c.-c.a.

Matapédia 315-230 kV

Micmac 230-161 kV

Parcs éoliens de Matane 43 MW et Cap-Chat 57 MW

6 parcs éoliens de 150 MW sur 300 km entre Mont-Joli et Rivière-au-Renard.

2 CLC de +81 à – 27 Mvar

1 ind. à 315 kV de 55 Mvar et 2 CLC de +81 à –27 Mvar

4 ind. à 315 kV de 55 Mvar

NOUVEAU-BRUNSWICK

Cascapédia 230-69 kV

4.0 LES ADDITIONS D’ÉQUIPEMENTS DANS LES POSTES

En plus des nouvelles lignes décrites au chapitre 3, d’autres équipements seraient requis dans lespostes du réseau principal gaspésien pour rendre faisable l’intégration de 1000 MW de productionéolienne dans ce territoire.

La simulation des événements prévus dans les critères de conception du réseau a permis dedéterminer les équipements supplémentaires décrits ici. Ces nouveaux équipements n’incluentaucune réserve fonctionnelle, ils sont tous requis pour intégrer les 1000 MW d’éoliennes.

4.1 La compensation série et les compensateurs statiques

Pour fin d’étude, chaque parc éolien est composé de 200 éoliennes de 750 kW, du même type queles 133 éoliennes existantes.

Ces éoliennes sont des génératrices à induction. Elles ont donc un coût initial peu élevé etnécessitent relativement peu d’entretien. Cependant, le réseau d’Hydro-Québec doit fournir à cesgénératrices, après une baisse de tension sur le réseau, une grande partie de l’alimentation desréactances de fuite et de magnétisation essentielle à leur fonctionnement.

Des condensateurs shunt (300 kvar) sont installés près de chacune de ces génératrices etfournissent en régime normal plus de 80% du courant de magnétisation requis. Cependant, lorsd’événements sur le réseau qui abaissent la tension d’alimentation des éoliennes, comme lors d’undéfaut, la contribution des condensateurs shunt au courant de magnétisation baisse beaucoup. Lesautres génératrices (de type synchrone) raccordées au réseau essaient de fournir aux éoliennes lecourant de magnétisation manquant, pour leur permettre ainsi de rester en service.

Les génératrices de type synchrone étant peu nombreuses et peu importantes en Gaspésie, lecourant de magnétisation manquant provient donc des grandes centrales d’Hydro-Québec. Cecourant doit donc être transporté sur le réseau à 735 kV, puis sur les 2 corridors de lignes en sérieLévis-Rivière-du-Loup et Rivière-du-Loup-Rimouski, et enfin sur les lignes actuelles et nouvellesentre Rimouski et chacune des génératrices à induction. Le transport de ce courant cause une chutede tension supplémentaire sur le réseau qui peut même mener à un effondrement de la tension et àune perte des charges les plus sensibles et des éoliennes.

Des équipements additionnels, judicieusement localisés sur le réseau, permettraient d’éviterl’instabilité de tension. Comme illustré au chapitre 5, l’addition au poste Rivière-du-Loup de lacompensation série à 60% (22 ohms, 1500 A) des 2 circuits à 315 kV Rivière-du-Loup-Rimouski,et l’addition de 2 compensateurs statiques (+81 /-27 Mvar) à chacun des postes Goémon etRivière-au-Renard, permettraient que la tension d’alimentation des éoliennes (et des autres clientssensibles) retourne dans un délai d’environ une seconde après un événement, à au moins 90% desa valeur nominale, pour fournir rapidement à ces génératrices à induction le courant demagnétisation dont elles ont besoin, et leur permettre ainsi de rester en service.

Le besoin de ces équipements additionnels de compensation série et shunt illustre que pourréaliser l’intégration des éoliennes on ne pourrait recourir à de nouvelles lignes à tensioninférieure, sans compensation exagérée.


4.2 Les condensateurs shunt et les inductances shunt à 315 kV

En régime normal, les 1200 nouvelles éoliennes et les pertes réactives des 6 postes detransformation locaux pourraient soutirer environ 180 Mvar du réseau principal gaspésienlorsqu’elles produiraient leur puissance nominale de 900 MW. Mais, puisque la susceptance desnouvelles lignes Goémon-Rivière-au-Renard à 230 kV et Rimouski-Goémon à 315 kV produirait180 Mvar, aucune addition de condensateur shunt ne serait requise sur le réseau principalgaspésien pour intégrer les nouvelles éoliennes.

En situation de faible déficit réactif des nouvelles éoliennes et de faible transit sur le réseauprincipal gaspésien (équilibre local entre la production éolienne et la charge), il faudrait absorberla puissance réactive supplémentaire produite par la susceptance des nouvelles lignes que l’ondevrait garder en service en tout temps pour conserver la qualité du service de transportd’électricité à la clientèle. Cinq nouvelles inductances shunt à 315 kV de 55 Mvar seraient doncrequises pour conserver la tension du réseau à l’intérieur de sa plage d’exploitation normale de+ou- 5% à 315 kV en tout temps.

4.3 Les condensateurs shunt dans la région de Montréal

L’addition de 1000 MW de production dans le territoire gaspésien provoquerait une augmentationdu transit sur le réseau à 735 kV d’environ 500 MW, de la région de Québec vers la région deMontréal, où environ 50% de la charge d’Hydro-Québec se trouve. Afin de permettre ce transitadditionnel, 200 Mvar de condensateurs shunt devraient être installés dans la région de Montréal.

4.4 La compensation série sur le réseau Churchill-Manicouagan

L’addition de 1000 MW de production dans le territoire gaspésien et l’augmentation de larobustesse du réseau principal gaspésien qui l’accompagnerait, amèneraient une légère baisse dela stabilité transitoire de la centrale Churchill Falls. Afin de redonner à la centrale Churchill Fallsle même niveau de stabilité transitoire, de la compensation série à 735 kV (14 ohms, 1800 A)devrait être ajoutée sur le réseau Churchill-Manicouagan.


5.0 RÉSULTATS DE SIMULATION

On présente ici les résultats de simulation de certaines contingences particulièrement intéressantesqui permettent de démontrer la robustesse du réseau gaspésien planifié pour 2012, avec 1000 MWde production éolienne dans ce territoire.

5.1 Défaut triphasé sur les lignes actuelles

Afin de déterminer les caractéristiques techniques des équipements supplémentaires requis pourconserver la qualité du service de transport d’électricité à la clientèle actuelle et future, on simuleun défaut triphasé éliminé dans un délai normal (environ 0.1 seconde) sur n’importe quel circuitdu réseau, entraînant le retrait permanent de ce circuit.

FIGURE 3: DÉFAUT TRIPHASÉ SUR LES LIGNES ACTUELLES

La figure 3 montre les courbes de la tension 600 V d’alimentation des éoliennes qui seraientsituées près du poste Goémon, durant 2.5 secondes après un défaut près de Lévis, sur un circuitManicouagan-Lévis à 735 kV; un défaut près de Lévis, sur un circuit Lévis-Rivière-du-Loup à315 kV; un défaut près de Rivière-du-Loup, sur un circuit Rivière-du-Loup-Rimouski à 315 kV etun défaut près de Rimouski, sur le même circuit à 315 kV.


On y voit que pour ces 4 simulations, la tension d’alimentation 600 V des éoliennes retourneraitdans un délai d’environ une seconde à au moins 90% de sa valeur nominale, respectant ainsi lescritères de conception du réseau visant à fournir rapidement à ces génératrices à induction lecourant de magnétisation dont elles ont besoin pour leur permettre de rester en service aprèsl’événement.

On remarque aussi sur la figure 3 que plus le défaut est simulé près des éoliennes, plus la tensiontarde à retourner vers l’objectif visé soit au moins 90% de sa valeur nominale.

5.2 Défaut triphasé au poste Goémon

Le poste Goémon est situé au centre des 1000 MW d’éoliennes simulées sur le territoiregaspésien. La simulation d’un défaut près de Goémon, sur l’un des 2 nouveaux circuits Rimouski-Goémon à 315 kV et sur l’un des circuits existants Matane-Goémon à 230 kV, est donc trèsexigeante pour le comportement de la tension d’alimentation des éoliennes.

FIGURE 4: DÉFAUT TRIPHASÉ AU POSTE GOÉMON

La figure 4 montre les courbes de la tension d’alimentation et du glissement des éoliennes quiseraient situées près du poste Goémon, durant 2.5 secondes après un défaut près de Goémon, surun circuit Rimouski-Goémon à 315 kV et sur un circuit Matane-Goémon à 230 kV.


On y voit que la tension d’alimentation 600 V des éoliennes retournerait dans un délai d’environune seconde vers l’objectif visé soit au moins 90% de sa valeur nominale, et que le glissementatteindrait un maximum d’environ 0.0163 p.u., soit près de 3.4 fois sa valeur nominale, etretournerait à sa valeur nominale en moins d’une seconde.

On remarque aussi que le défaut sur le circuit à 315 kV est plus sévère pour les éoliennes qui sontraccordées à la barre 315 kV du poste Goémon, que le défaut sur le circuit à 230 kV.

5.3 Défaut triphasé au poste Rivière-au-Renard

Le poste Rivière-au-Renard est situé à l’extrémité orientale des 1000 MW d’éoliennes simuléessur le territoire gaspésien. La simulation d’un défaut près de Rivière-au-Renard, sur l’un des2 nouveaux circuits Goémon-Rivière-au-Renard à 230 kV et sur le circuit existantRivière-au-Renard-Micmac à 161 kV, est donc très exigeante pour le comportement de la tensiond’alimentation des éoliennes situées près de Rivière-au-Renard.

FIGURE 5: DÉFAUT TRIPHASÉ AU POSTE RIVIÈRE-AU-RENARD

La figure 5 montre les courbes de la tension d’alimentation et du glissement des éoliennes quiseraient situées près du poste Rivière-au-Renard, durant 2.5 secondes après un défaut près deRivière-au-Renard, sur un circuit Goémon-Rivière-au-Renard à 230 kV et sur le circuitRivière-au-Renard-Micmac à 161 kV.


On y voit que la tension d’alimentation 600 V des éoliennes retournerait dans un délai d’environune seconde vers l’objectif visé soit au moins 90% de sa valeur nominale, et que le glissementatteindrait un maximum d’environ 0.0165 p.u., soit près de 3.5 fois sa valeur nominale, etretournerait à sa valeur nominale en moins d’une seconde.

On remarque aussi que le défaut sur le circuit à 161 kV est plus sévère pour les éoliennes qui sontraccordées à la barre 161 kV du poste Rivière-au-Renard, que le défaut sur le circuit à 230 kV.

5.4 Défaut triphasé retardé

Afin d’illustrer la pertinence du critère de conception du réseau qui exige que la tensiond’alimentation à 600 V des éoliennes retourne dans un délai d’environ une seconde à au moins90% de sa valeur nominale après un défaut, on simule un défaut triphasé retardé au poste Goémonqui est situé au centre des 1000 MW d’éoliennes simulées sur le territoire gaspésien.

FIGURE 6: DÉFAUT TRIPHASÉ RETARDÉ

La figure 6 montre les courbes de la tension d’alimentation et du glissement des éoliennes quiseraient situées près du poste Goémon, durant 2.5 secondes après un défaut éliminé dans desdélais de 0.1000, 0.1083 et 0.1100 seconde. Le défaut est simulé près de Goémon, sur un circuitRimouski-Goémon à 315 kV.


Le tableau 2 présente les résultats intéressants de ces simulations.

On remarque premièrement que pour un défaut retardé à 0.1100 seconde, soit seulement 10% pluslong que le délai normal, la tension d’alimentation 600 V des éoliennes s’effondrerait en moins de1.5 seconde, entraînant le décrochage des éoliennes comme le montre la tendance du glissementaprès 1.5 seconde.

On remarque deuxièmement que pour un défaut retardé à 0.1083 seconde, soit seulement 2%moins long que le cas précédant, la tension d’alimentation 600 V des éoliennes retournerait dansun délai d’environ une seconde à environ 81% de sa valeur nominale, et que le glissementatteindrait un maximum d’environ 0.0173 p.u., soit près de 3.6 fois sa valeur nominale, etretournerait à sa valeur nominale en moins de 1.5 seconde.

On remarque enfin que pour un défaut non retardé de 0.1000 seconde, la tension d’alimentation600 V des éoliennes retournerait dans un délai d’environ une seconde au-dessus de 90% de savaleur nominale, et que le glissement retournerait à sa valeur nominale en moins de 1 seconde,respectant ainsi les critères de conception du réseau qui pour ce type d’équipement viseraient àfournir rapidement à ces génératrices à induction le courant de magnétisation dont elles ont besoinpour leur permettre de rester en service après l’événement.

On peut donc conclure de ces 3 simulations que le respect du critère proposé entraîne un écartd’environ 10% entre le délai normal prévu pour isoler l’appareil en faute et le délai entraînant ledécrochage des éoliennes. Étant donné les approximations usuelles utilisées dans ces simulations,cet écart d’environ 10% est jugé suffisant.

Tableau 2 : Défaut triphasé retardé

Durée du défaut Tension après 1 seconde Glissement à la fin du défaut

0.1000 sec. 0.93 p.u. 0.0163 p.u.

0.1083 sec. 0.81 p.u. 0.0173 p.u.

0.1100 sec. 0.63 p.u. 0.0183 p.u.


6.0 LES INVESTISSEMENTS SUR LE RÉSEAU

Suite aux résultats de l’étude de stabilité présentée dans ce rapport, le tableau 3 présente unsommaire des investissements requis sur le réseau pour rendre faisable l’intégration d’uneproduction éolienne de 1000 MW, sur une période de 10 ans, dans le territoire gaspésien.

Ces investissements n’incluent pas le coût des postes de départ des 6 parcs qui font aussi partie dutransport de l’électricité, mais permettent de dégager l’impact économique des additions requisesen réseau pour conserver la qualité de service de transport d’électricité à la clientèle.

Il faut noter que la qualité du service de transport d’électricité à la clientèle locale, soit à l’est deRimouski, serait améliorée par la présence des nouvelles lignes à 230 kV entre Goémon etRivière-au-Renard, et à 315 kV entre Rimouski et Goémon, qui seraient construites selon lesnouvelles normes de résistance au verglas.

Tableau 3 : Les investissements sur le réseau

Équipements Qt.

Coûtsunit.1998

x 1000$

Coûttotal1998

x 1000$

Ligne à 230 kV Goémon-Rivière-au-Renard, 150 km 150 530 79500

Ligne à 315 kV Rimouski-Goémon, 150 km 150 680 102000

Transf. 230-161 kV au poste Rivière-au-Renard, 2 x 225 MVA 2 7500 15000

Transf. 315-230 kV au poste Goémon, 2 x 280 MVA 2 9200 18400

2 départs à 315 kV aux postes Rimouski et Goémon 4 2150 8600

2 départs à 230 kV aux postes Goémon et Rivière-au-Renard 4 1780 7120

Bâtiments et aménagements à Goémon et Rivière-au-Renard 2 3300 6600

Comp. série des 2 circuits à 315 kV Rivière-du-Loup-Rimouski,2 plates-formes avec 150 Mvar chacune

2300

300025

60007500

4 CLC (+81 /-27 Mvar) aux postes Goémon et Rivière-au-Renard 4 15000 60000

4 inductances à 315 kV de 55 Mvar au poste Rimouskiet une au poste Goémon

5 4000 20000

Sous-total (réseau gaspésien) 330720

Condensateurs shunt à Montréal, 2 x 100 Mvar 2 1500 3000

Comp. série sur le réseau Churchill-Manicouagan, 136 Mvar 136 25 3400

Sous-total (réseau à 735 kV) 6400

TOTAL 337120


7.0 CONCLUSION

Ce rapport présente les résultats de l’étude sur la stabilité du réseau pour déterminer leséquipements de transport requis pour intégrer une production éolienne de 1000 MW (dont100 MW seront en service cette année), sur une période de 10 ans, dans le territoire gaspésien.

Premièrement, le très long réseau gaspésien transporte environ 1200 MW pour l’alimentation desbesoins de pointe d’hiver du Bas-Saint-Laurent et de la Gaspésie, et raccorde 2 interconnexionsavec le Nouveau-Brunswick, soit Madawaska et Eel River. Ce réseau verra ces besoins croîtred’environ 15% de 1999 à 2012, pour atteindre près de 1400 MW, et pourra y répondre sansrenforcement majeur.

Deuxièmement, la tension d’alimentation des éoliennes doit retourner dans un délai d’environ uneseconde après un événement, à au moins 90% de sa valeur nominale, pour fournir rapidement àces génératrices à induction le courant de magnétisation dont elles ont besoin et leur permettreainsi de rester en service après l’événement.

Troisièmement, si les 900 MW d’éoliennes nouvelles sont réparties sur la côte septentrionalegaspésienne entre Mont-Joli et Rivière-au-Renard, une nouvelle ligne biterne à 230 kV de 150 kmentre Goémon et Rivière-au-Renard devrait être construite pour prolonger le réseau principalgaspésien sur ce territoire, et une nouvelle ligne biterne à 315 kV de 150 km entre Rimouski etGoémon devrait être construite pour renforcer le réseau principal gaspésien et transporter vers leposte Rimouski cette nouvelle production. La qualité du service de transport d’électricité à laclientèle locale, soit à l’est de Rimouski, serait améliorée par la construction de ces nouvelleslignes. Des additions de transformation 230-161 kV au poste Rivière-au-Renard et 315-230 kV auposte Goémon seraient aussi requises.

Quatrièmement, l’addition au poste Rivière-du-Loup de la compensation série à 60% (22 ohms,1500 A) des 2 circuits à 315 kV Rivière-du-Loup-Rimouski, et l’addition de 2 compensateursstatiques (+81 /-27 Mvar) à chacun des postes Goémon et Rivière-au-Renard seraient requises.

Cinquièmement, 5 nouvelles inductances shunt à 315 kV de 55 Mvar seraient requises pourconserver la tension du réseau à l’intérieur de sa plage d’exploitation normale de +ou- 5% à315 kV.

Enfin, des investissements d’environ 337 millions$ seraient requis sur le réseau de TransÉnergiepour intégrer une production éolienne de 1000 MW dans le territoire gaspésien, et conserver larobustesse du réseau gaspésien et du réseau à 735 kV et la qualité du service de transportd’électricité à la clientèle actuelle et future. Ces investissements n’incluent pas le coût des postesde départ des 6 parcs qui font aussi partie du transport de l’électricité.


ANNEXE


Xc Xm Rr/s

XrXsRs

VT

Xc est calculé par le programme pour assumer les conditions initiales de puissance réactive

Figure 1:Modélisation d’une génératrice à inductionCircuit équivalent en régime permanent

Xc E’

X’sIs

VT

Figure 2:Modélisation d’une génératrice à inductionCircuit équivalent dynamique

RsIT

G240-20320-024-01-0-pl-a.fm


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TransÉnergie Une division d’Hydro-Québec · 2.4 Données de simulation des éoliennes 7 2.5 Critères de conception du réseau 8 2.6 Variation de la production éolienne et effet