Le réseau de transport d'électricité d'Hydro-Québec

Le réseau de transport d'électricité d'Hydro-Québec (aussi appelé interconnexion Québec ) est un réseau international de transport d'électricité dont le centre est situé au Québec , au Canada. Ce réseau a été le premier à utiliser des lignes à courant alternatif (CA) à très haute tension de 735 kilovolts (kV) qui relient les centres de population de Montréal et de Québec à des centrales hydroélectriques éloignées comme le barrage Daniel-Johnson et le projet de la Baie James dans le nord-ouest du Québec et la centrale de Churchill Falls au Labrador (qui ne fait pas partie de l'interconnexion Québec).

Le réseau comprend plus de 34 187 kilomètres (21 243 milles) de lignes et 530 sous-stations électriques . Il est géré par Hydro-Québec TransÉnergie, une division de la société d'État Hydro-Québec , et fait partie du Northeast Power Coordinating Council . Il compte 17 interconnexions avec les réseaux de l'Ontario , de Terre-Neuve-et-Labrador , du Nouveau-Brunswick et du nord-est des États-Unis , et dispose d'une capacité d'importation d'interconnexion de 6 025 mégawatts (MW) et d'une capacité d'exportation d'interconnexion de 7 974 MW.

L'expansion majeure du réseau a débuté avec la mise en service de la ligne électrique à 735 kV CA en novembre 1965, car il y avait un besoin de transport d'électricité sur de vastes distances du nord au sud du Québec.

Une grande partie de la population du Québec est desservie par quelques lignes électriques de 735 kV. Cela a contribué à la gravité de la panne de courant qui a suivi la tempête de verglas de 1998 en Amérique du Nord .

Les premières centrales hydroélectriques du Québec ont été construites par des entrepreneurs privés à la fin du XIXe siècle. En 1903, la première ligne de transport à haute tension longue distance en Amérique du Nord a été construite, une ligne de 50 kV reliant une centrale de Shawinigan à Montréal, à 135 km (84 mi). Dans la première moitié du XXe siècle, le marché était dominé par des monopoles régionaux, dont le service était publiquement critiqué. En réponse, le gouvernement provincial a créé Hydro-Québec en 1944 à partir de la Montreal Light, Heat & Power expropriée .

En 1963, Hydro-Québec achète les actions de presque toutes les sociétés d'électricité privées encore en activité au Québec et entreprend la construction du complexe hydroélectrique Manicouagan-Outardes . Pour transporter la production annuelle de ce complexe, soit environ 30 milliards de kWh, sur une distance de près de 700 km, Hydro-Québec doit innover. Dirigée par Jean-Jacques Archambault , elle devient la première société d'électricité au monde à transporter l'électricité à 735 kV, plutôt qu'à 300-400 kV, qui était la norme mondiale à l'époque. En 1962, Hydro-Québec procède à la construction de la première ligne électrique à 735 kV au monde. La ligne, qui s'étend du barrage Manicouagan-Outardes au poste de Lévis, est mise en service le 29 novembre 1965.

Au cours des vingt années suivantes, de 1965 à 1985, le Québec a connu une expansion massive de son réseau électrique de 735 kV et de sa capacité de production hydroélectrique. Hydro-Québec Équipement, une autre division d'Hydro-Québec, et la Société d'énergie de la Baie James ont construit ces lignes de transport, ces sous-stations électriques et ces centrales. La construction du système de transport de la première phase de La Grande, qui fait partie du projet de la Baie James, a nécessité 12 500 pylônes , 13 sous-stations électriques, 10 000 kilomètres (6 000 milles) de fil de garde et 60 000 kilomètres (37 000 milles) de conducteur électrique , pour un coût de 3,1 milliards de dollars canadiens seulement. En moins de quatre décennies, la capacité de production d'Hydro-Québec est passée de 3 000 MW en 1963 à près de 33 000 MW en 2002, dont 25 000 MW ont été acheminés vers les centres de population sur des lignes électriques à 735 kV.

Une grande partie de l'électricité produite par Hydro-Québec Production provient de barrages hydroélectriques situés loin des centres de consommation comme Montréal. Sur les 33 000 MW d'électricité produits, plus de 93 % proviennent de barrages hydroélectriques et 85 % de cette capacité de production provient de trois centrales hydroélectriques : Baie James, Manic-Outardes et Churchill Falls de Newfoundland and Labrador Hydro

Baie James

Le projet de la Baie James comprend le projet La Grande, qui est situé sur la rivière La Grande et sur ses affluents, comme la rivière Eastmain , dans le nord-ouest du Québec. Le projet La Grande a été construit en deux phases; la première phase a duré douze ans, de 1973 à 1985, et la deuxième phase a duré de 1985 à aujourd'hui. Au total, les neuf barrages hydroélectriques qui s'y trouvent produisent plus de 16 500 MW d'électricité, la centrale Robert-Bourassa ou La Grande-2 générant à elle seule plus de 5 600 MW. Au total, la construction du projet a coûté plus de 20 milliards de dollars canadiens.

Les centrales Manic-Outardes

Le secteur de la rivière Manic-Outardes, sur la Côte-Nord, est constitué de plusieurs installations hydroélectriques situées sur trois rivières principales, d'ouest en est : la rivière Betsiamites , la rivière aux Outardes et la rivière Manicouagan . Une seule centrale, nommée Sainte-Marguerite-3, est située à l'est sur la rivière Sainte-Marguerite (Sept-Îles) . Les installations situées dans la région ont été construites sur une période de cinq décennies, de 1956 à 2005. La capacité totale de production de ces centrales est de 10 500 MW. Une centrale hydroélectrique de 21 MW, la centrale du Lac-Robertson sur la Basse-Côte-Nord , n'est pas raccordée au réseau principal du Québec.

Chutes Churchill

Churchill Falls est une centrale électrique souterraine située sur le fleuve Churchill , près de la ville de Churchill Falls et du réservoir Smallwood à Terre-Neuve-et-Labrador. Elle a été construite sur une période de cinq à six ans, de 1966 à 1971-1972, par la Churchill Falls (Labrador) Corporation (CFLCo), bien que des générateurs aient été installés après l'achèvement des travaux de construction. La centrale électrique unique a coûté 946 millions de dollars canadiens à construire et a produit 5 225 MW d'électricité au départ, après l'installation des onze unités de production. Une mise à niveau de la centrale en 1985 a porté la capacité de production à plus de 5 400 MW. Hydro-Québec Production détient une participation de 34,2 % dans CFLCo, la même société qui a construit la centrale électrique. Cependant, Hydro-Québec a des droits sur la plupart des 5 400 MW d'électricité que produit la centrale en vertu d'un contrat d'achat d'électricité , expirant en 2025.

Vue des chutes Churchill , de la sous-station électrique et des trois lignes de 735 kV qui enjambent la gorge de la rivière

Le réseau comprend plus de 34 187 kilomètres de lignes et 530 sous-stations électriques . Il est géré par Hydro-Québec TransÉnergie, une division de la société d'État Hydro-Québec et fait partie du Northeast Power Coordinating Council . Il dispose de 17 interconnexions avec les réseaux de l'Ontario , du Nouveau-Brunswick , de Terre-Neuve-et-Labrador et du nord-est des États-Unis , ainsi que d'une capacité d'importation de 6 025 MW et d'une capacité d'exportation de 7 974 MW. Le réseau possède des lignes de transport qui rejoignent les installations de production d'électricité situées à plus de 1 000 kilomètres des centres de population. Pour cette raison, TransÉnergie utilise une tension de 735 kV CA pour transmettre et distribuer l'électricité produite à partir des barrages d'Hydro-Québec, bien que la tension de 315 kV soit également utilisée. La valeur totale du réseau de transport d'électricité de TransÉnergie s'élève à 15,9 milliards de dollars canadiens. Pour ces raisons, Hydro-Québec TransÉnergie est considérée comme un leader mondial du transport d'électricité.

À partir de 1965, la ligne électrique à 735 kV est devenue partie intégrante du réseau de transport d'électricité du Québec. Plus du tiers du réseau d'Hydro-Québec TransÉnergie est constitué de lignes électriques à haute tension de 735/765 kV CA, totalisant 11 422 kilomètres (7 097 mi) ^[A] tendues entre 38 sous-stations dotées d'équipements de cette tension. Le premier réseau de transport de 1965 est un jalon de l'IEEE .

La taille physique des lignes de transport de 735 kV d'Hydro-Québec est sans équivalent en Amérique du Nord. Seules deux autres sociétés de services publics de la même région, la New York Power Authority (NYPA) et l'American Electric Power (AEP), comptent au moins une ligne de 765 kV dans leur réseau électrique. Cependant, seule AEP possède un kilométrage important de lignes électriques de 765 kV, avec plus de 3 400 kilomètres (2 100 milles) de lignes de 765 kV traversant son vaste réseau de transport; ce réseau contient le plus grand kilométrage aux États-Unis sous une seule compagnie d'électricité. La NYPA ne compte que 219 kilomètres (136 milles) de lignes de 765 kV, toutes contenues dans une seule interconnexion directe avec Hydro-Québec.

Français La ligne électrique de 735 kV est censée réduire l'impact environnemental des lignes électriques, car une seule ligne électrique fonctionnant à cette tension transporte la même quantité d'énergie électrique que quatre lignes électriques de 315 kV, ce qui nécessiterait une emprise plus large que les 80,0 à 91,5 mètres (262,5 à 300,2 pieds) de largeur requise pour une seule ligne de 735 kV. Chaque ligne de 735 kV est capable de transmettre 2 000 MW d'énergie électrique sur une distance de plus de 1 000 kilomètres (620 miles) et l'ensemble du réseau de 735 kV peut transporter 25 000 MW d'énergie. Les pertes de transmission d'énergie sur le réseau de 735 kV varient de 4,5 à 8 %, variant en fonction de la température et des situations d'exploitation. L’ Ordre des ingénieurs du Québec a qualifié le réseau de lignes électriques à 735 kV d’innovation technologique du 20e siècle pour le Québec.

À la suite de la tempête de verglas de 1998, le dégivreur Levis a été installé et les tests ont commencé en 2007 et 2008.

Le poste de Lévis.

Le réseau à 735 kV d'Hydro-Québec TransÉnergie est constitué d'un ensemble de six lignes reliant la Baie James à Montréal et d'un ensemble de quatre lignes reliant Churchill Falls et les centrales Manic-Outardes à Québec. La Rive -Sud de Montréal et le fleuve Saint-Laurent entre Montréal et Québec contiennent des boucles ou anneaux de lignes électriques à 735 kV.

Baie James

Français Le complexe de barrages hydroélectriques de la Baie James contient plusieurs lignes électriques de 735 kV relativement courtes qui envoient l'électricité à trois sous-stations principales, classées d'ouest en est : Radisson , Chissibi et Lemoyne. À partir de ces sous-stations, six lignes électriques de 735 kV traversent les vastes étendues de taïga et de forêt boréale dans des étendues de terre rasées ; cela apparaît clairement sur les photos aériennes. Le terrain que traversent les lignes électriques n'est pour la plupart pas montagneux, mais lisse et rempli de lacs. Généralement, quatre des lignes sont reliées en deux paires et les deux autres sont isolées, bien que les deux lignes simples soient parfois reliées en paire. Deux lignes électriques intermédiaires de 735 kV, une au nord et une au sud, relient les six lignes électriques le long de leur trajet vers le sud du Québec.

Les lignes se dirigent vers le sud et se divisent en deux groupes de trois lignes de transport de 735 kV. Le groupe de l'est se dirige vers la ville de Québec, où il se connecte aux lignes électriques de Churchill Falls et aux boucles de lignes électriques de 735 kV dans la région du fleuve Saint-Laurent. Le groupe de l'ouest se dirige vers Montréal, où il forme lui aussi un anneau de lignes électriques de 735 kV autour de la ville, se connectant à d'autres boucles électriques de la région. Cette section du réseau électrique d'Hydro-Québec TransÉnergie contient 7 400 km (4 600 mi) de lignes électriques de 735 kV CA et de 450 kV CC.

Centrales Manic-Outardes / Churchill Falls

L'électricité produite par la centrale de Churchill Falls est envoyée à Montréal et aux centres de population du nord-est des États-Unis, à plus de 1 200 kilomètres (700 milles) de là. À partir de la centrale de production de Terre-Neuve-et-Labrador , les lignes électriques s'étendent sur une distance de 1 800 mètres (6 000 pieds) au-dessus de la gorge de la rivière Churchill et s'étendent généralement du sud-sud-ouest sur 203 kilomètres (126 milles) sous forme de trois lignes électriques côte à côte dans une emprise dégagée d'une largeur de 216 mètres (709 pieds). En se dirigeant vers le sud-ouest à travers la forêt boréale , les lignes traversent généralement des collines plates et vallonnées.

Après que les lignes ont traversé la frontière entre le Québec et le Labrador, également connue sous le nom de point de livraison d'Hydro-Québec, la direction des lignes devient plein sud et elles se dirigent vers le poste Montagnais , un poste accessible uniquement par un aéroport adjacent . Une seule ligne de 735 kV part du poste et se dirige vers une mine à ciel ouvert à 142 kilomètres (88 mi) au nord-ouest. Le terrain traversé par les lignes électriques devient vallonné et montagneux au sud de la frontière. Les lignes atteignent plus de 800 mètres (2 600 pieds) d'altitude avant de descendre. Les trois lignes continuent vers le sud jusqu'à ce qu'elles atteignent un poste sur la rive nord du golfe du Saint-Laurent . De là, les trois lignes longent la rive nord alors que le golfe se rétrécit vers le sud-ouest en direction de l'embouchure du fleuve Saint-Laurent. La ligne électrique la plus au nord diverge ensuite des deux autres pour se connecter aux centrales électriques Manic-Outardes situées sur et autour de la rivière aux Outardes et de la rivière Manicouagan.

Tout comme les lignes près de la ville de Québec, la ligne électrique du nord rejoint les deux autres lignes électriques de 735 kV. Les trois lignes, parallèles à une autre ligne électrique de 735 kV à une certaine distance au nord, traversent le fleuve Saint-Laurent jusqu'à la région de la Rive-Sud, où les lignes forment des boucles englobant une partie du fleuve Saint-Laurent et la rive sud. Les boucles sont également connectées à l'anneau de lignes électriques de 735 kV autour de Montréal et aux lignes électriques qui partent vers le sud de la Baie James.

Le réseau de transport du Québec comprend une variété de pylônes électriques selon l'époque et le niveau de tension. Les pylônes plus anciens ont tendance à consommer plus de matériaux que les pylônes plus récents et plus le niveau de tension est élevé, plus la tour est grande.

Pylônes de 735 kV

Hydro-Québec TransÉnergie utilise plusieurs types de pylônes électriques pour soutenir ses lignes électriques de 735 kV. Tous sont monophasés, ce qui signifie que chaque pylône porte une ligne électrique composée de trois faisceaux de quatre sous-conducteurs électriques séparés par des entretoises, chaque faisceau transmettant une phase de courant .

Le premier type de pylône utilisé était un pylône delta massif autoportant , ou pylône de taille, qui consommait 21 tonnes d' acier par kilomètre de ligne. Ce type de pylône a été utilisé pour la première ligne électrique de 735 kV entre les centrales de Manic-Outardes et le centre de charge de Montréal. Il existe deux variantes importantes du pylône delta ; l'une a des traverses latérales plus longues de sorte que les trois faisceaux de conducteurs sont suspendus sur des isolateurs en forme de V. L'autre a des traverses latérales plus courtes de sorte que les deux faisceaux extérieurs sont suspendus sur une chaîne d'isolateurs verticale et que seul le faisceau du milieu est suspendu avec un isolateur en forme de V.

Au fil des ans, les chercheurs d'Hydro-Québec ont mis au point un nouveau type de pylône, le pylône haubané en V, qui réduit la consommation de matériaux à 11,8 tonnes d'acier par kilomètre de ligne électrique. Ce type de pylône comprend également une variante avec des traverses latérales plus longues, où tous les conducteurs sont suspendus à un isolateur en V et une variante avec des traverses latérales plus courtes, où seul le faisceau central est suspendu à l'isolateur et les faisceaux latéraux sont enfilés sur des chaînes d'isolateurs verticales.

Lors de la construction du réseau de transport de la Baie James, le pylône de suspension à câbles croisés a été inventé. Ce type de pylône comporte deux pieds haubanés similaires au pylône haubané en V, mais les deux pieds ne convergent pas à la base du pylône. Dans le cas du pylône de suspension à câbles croisés, les pieds du pylône sont écartés sur deux fondations différentes. De plus, la barre transversale est remplacée par une série de câbles de suspension avec trois chaînes d'isolateurs verticaux pour soutenir les trois faisceaux, ce qui permet à cette conception de ne consommer que 6,3 tonnes d'acier par kilomètre de ligne. Cette conception est également connue sous le nom de Chainette (petit collier).

TransÉnergie utilise des pylônes à deux niveaux comme pylônes d'angle ou structures sur les lignes électriques de 735 kV pour changer la direction de la ligne ou inverser la position des faisceaux de conducteurs. Les pylônes delta et les pylônes haubanés à trois branches sont également utilisés comme pylônes d'angle; ils sont appelés « pingouins » par les monteurs de lignes d'Hydro-Québec .

Pylônes pour d'autres niveaux de tension

Hydro-Québec TransÉnergie utilise une combinaison de pylônes à trois niveaux à double enroulement et de pylônes en triangle à simple enroulement pour suspendre des conducteurs électriques d'autres tensions, comme 315 kV. La ​​ligne à courant continu haute tension de ±450 kV du réseau électrique d'Hydro-Québec utilise un pylône, un treillis ou un poteau en forme de T pour supporter deux faisceaux de trois conducteurs de chaque côté. La ligne à courant continu utilise parfois deux poteaux ou une structure en treillis pyramidale plus large et autoportante pour les pylônes d'angle.

Autres pylônes

Hydro-Québec utilise habituellement de grands pylônes pour traverser de grandes étendues d'eau, comme des lacs et des rivières. Ces pylônes sont réputés pour être proéminents et le plus haut pylône du réseau électrique d'Hydro-Québec remplit cette fonction. Le plus haut d'entre eux est situé près de la centrale de Tracy, sur la rive du fleuve Saint-Laurent, et porte un circuit de 735 kV entre Lanoraie et Tracy . Le pylône, le plus grand de son genre au Canada, mesure 174,6 mètres (572,8 pieds) de hauteur, soit la même hauteur que le stade olympique de Montréal et légèrement plus grand que le Washington Monument aux États-Unis (555 pieds (169,2 m)).

Résistance du pylône

Les pylônes et les conducteurs sont conçus pour supporter une accumulation de glace de 45 millimètres (1,8 pouce) sans défaillance, depuis qu'Hydro-Québec a relevé les normes en réponse aux tempêtes de verglas à Ottawa en décembre 1986 et à Montréal en février 1961, qui ont laissé de 30 à 40 millimètres (1,2 à 1,6 pouce) de glace. Cela a conduit à la croyance que les pylônes électriques d'Hydro-Québec TransÉnergie sont « indestructibles ». Bien qu'ils soient plus de trois fois supérieurs à la norme canadienne de seulement 13 millimètres (0,51 pouce) de tolérance à la glace, une tempête de verglas à la fin des années 1990 a déposé jusqu'à 70 millimètres (2,8 pouces) de glace.

Partout en Amérique du Nord, les réseaux de transport d'électricité sont interconnectés en réseaux synchrones à grande échelle , ou interconnexions. Les fournisseurs sont légalement tenus de respecter des normes de fiabilité. En 2006, le réseau de transport du Québec a été reconnu par la North American Electric Reliability Corporation (NERC) comme une interconnexion à part entière parce qu'il est asynchrone avec les réseaux voisins. Le Québec pourra donc élaborer ses propres normes de fiabilité, au besoin, et celles-ci s'appliqueront en plus des normes nord-américaines pertinentes. Outre l' interconnexion du Québec , il existe quatre autres interconnexions en Amérique du Nord : l' interconnexion de l'Est , l' interconnexion de l'Ouest , l' interconnexion de l'Alaska et l' Electric Reliability Council of Texas .

Hydro-Québec TransÉnergie possède les interconnexions suivantes avec les réseaux des provinces et États voisins :

• New York : deux connexions. Capacité d'importation de 1 100 MW et d'exportation de 1 999 MW.
• Ontario : huit connexions. 1 970 MW d'importation, 2 705 MW d'exportation.
• Nouvelle-Angleterre : trois connexions. 2 170 MW d'importation, 2 275 MW d'exportation.
• Nouveau-Brunswick : trois connexions. 785 MW d'importation, 1 029 MW d'exportation.
• Terre-Neuve-et-Labrador : une connexion. 5 500 MW d’importation, 0 MW d’exportation.

La livraison (exportation) simultanée maximale pour l’interconnecteur commun à New York et à l’Ontario est de 325 MW.

En plus des six lignes électriques de 735 kV issues du projet de la Baie James, une septième ligne électrique a été construite sur une longueur de 1 100 kilomètres (680 milles) vers le nord d'une ligne à courant continu à haute tension (CCHT) existante reliant le Québec et la Nouvelle-Angleterre . Cette extension de la ligne électrique a été achevée en 1990. Par conséquent, la ligne à courant continu est unique en son genre, car elle comporte plusieurs stations de conversion statique et d'onduleur le long de la ligne électrique de 1 480 kilomètres (920 milles) de longueur. Il s'agit également de la première ligne CCHT multiterminale au monde. La ligne électrique de ±450 kV peut transmettre environ 2 000 MW d'énergie hydroélectrique à Montréal et au nord-est des États-Unis.

À partir de la station de conversion située à côté du poste de transformation de Radisson , la ligne HVDC se dirige vers le sud et longe à peu près les six lignes électriques de 735 kV à une certaine distance à l'ouest. Elle traverse le même type de terrain que les six autres lignes ; le terrain regorge de lacs, de zones humides et de collines boisées. Progressivement, la ligne électrique tourne vers le sud-est, en passant sous plusieurs lignes électriques de 735 kV.

Après que les six lignes de 735 kV se soient divisées en deux groupes de trois lignes électriques chacun, la ligne CCHT suit le groupe de l'est, et celui de l'ouest s'en écarte. La ​​ligne reste aérienne jusqu'à ce qu'elle atteigne la rive nord du fleuve Saint-Laurent près de Grondines , où la ligne CCHT de 450 kV descend dans un tunnel sous-marin traversant le fleuve . La ligne électrique fait surface sur la rive sud près du poste de Lotbinière . Après avoir traversé le fleuve, la ligne entre dans le terminal de Nicolet près de Sainte-Eulalie , au nord-est de Drummondville . Au sud du terminal, la ligne se dirige vers le sud et après une distance relativement courte, elle entre dans le district des Cantons près de Sherbrooke .

En quittant la station Des Cantons, la ligne électrique traverse la frontière canado-américaine et traverse les montagnes vallonnées des Appalaches dans l' État américain du Vermont , atteignant une altitude d'environ 650 mètres (2 130 pieds). La ligne continue ensuite sa route vers le sud-sud-est et entre dans l'État du New Hampshire , où elle atteint le terminal de Comerford près de Monroe . En continuant vers le sud dans le Massachusetts , la ligne atteint le terminal de Sandy Pond à l'extérieur de Boston à Ayer . Le terminal est l'extension la plus méridionale de la ligne HVDC.

En décembre 2008, Hydro-Québec , en collaboration avec les sociétés de services publics américaines Northeast Utilities et NSTAR , a créé une coentreprise pour construire une nouvelle ligne HVDC de Windsor, au Québec, à Deerfield, au New Hampshire . Hydro-Québec sera propriétaire du segment au Québec, tandis que le segment aux États-Unis sera détenu par Northern Pass Transmission LLC , un partenariat entre Northeast Utilities (75 %) et NSTAR (25 %). D'un coût estimé à 1,1 milliard de dollars américains, la ligne devrait soit passer dans l'emprise existante adjacente à la ligne HVDC qui traverse le New Hampshire, soit se connecter à une emprise dans le nord du New Hampshire qui traversera les White Mountains . Cette ligne de 290 à 310 km (180 à 190 milles), qui devrait transporter 1 200 mégawatts, apportera de l'électricité à environ un million de foyers.

TransÉnergie utilise la compensation série pour modifier le comportement de l'électricité dans les lignes de transport d'électricité, ce qui améliore l'efficacité du transport d'électricité. Cela réduit la nécessité de construire de nouvelles lignes électriques et augmente la quantité d'électricité envoyée aux centres de population. La compensation série est basée sur la technologie des condensateurs . Pour maintenir la performance de son réseau de transport, TransÉnergie réserve des fonds à la recherche et à l'application de nouvelles technologies. En plus de la technologie de transport d'électricité, Hydro-Québec prévoit offrir l'Internet haute vitesse sur ses lignes de transport d'ici quelques années; le service public a commencé à tester Internet sur ses lignes en janvier 2004.

Malgré la réputation du réseau de transport et le fait que le Québec ait échappé indemne à la panne d'électricité du Nord-Est de 2003 , le réseau a déjà subi des dommages et des interruptions de service à la suite de violentes tempêtes dans le passé. Les exemples incluent les pannes d'électricité de 1982 et 1988 au Québec avant les grandes interruptions de courant de 1989 et 1998.

Le 13 mars 1989, à 2 h 44 HNE , une violente tempête géomagnétique , due à une éjection de masse coronale du Soleil , a frappé la Terre. Les fluctuations du champ magnétique de la tempête ont provoqué la circulation de courants géomagnétiques induits (GIC) sous forme de courant continu dans les lignes électriques du Québec, qui ne conduisent normalement que du courant alternatif. La nature isolante de la roche ignée du Bouclier canadien a dirigé les GIC vers les lignes électriques. Les conducteurs ont ensuite transmis ce courant à des transformateurs électriques sensibles , qui nécessitent une certaine amplitude de tension et une certaine fréquence pour fonctionner correctement. Bien que la plupart des GIC soient relativement faibles, la nature de ces courants a déstabilisé la tension du réseau électrique et des pics de courant déséquilibrés ont éclaté partout.

Des mesures de protection ont donc été prises. Pour sauver les transformateurs et les autres équipements électriques, le réseau électrique a été mis hors service, les disjoncteurs ayant sauté partout au Québec et ayant coupé le courant. En moins de 90 secondes, cette vague de coupures de circuits a mis hors service l'ensemble du réseau de transport. L'effondrement du réseau électrique a laissé six millions de personnes et le reste du Québec sans électricité pendant des heures lors d'une nuit très froide. Même si la panne a duré environ neuf heures dans la plupart des endroits, certains endroits sont restés dans le noir pendant des jours. Cette tempête géomagnétique a causé des dommages d'environ 10 millions de dollars canadiens à Hydro-Québec et des dizaines de millions de dollars aux clients de l'entreprise.

Du 4 au 5 janvier 1998, l'air chaud et humide du sud, qui a pris le dessus sur l'air froid du nord, a provoqué une tempête de verglas , qui a entraîné plus de 80 heures de pluie verglaçante et de bruine. Pendant plusieurs jours, une pluie continue, principalement verglaçante, a produit entre 70 et 110 millimètres (2,8 à 4,3 pouces) d'équivalent en eau de précipitations. Des endroits comme Montréal et la Rive-Sud ont été particulièrement touchés, avec 100 mm (3,9 pouces) de pluie en grande partie verglaçante. Ces précipitations abondantes ont fait des ravages sur le réseau régional de transport d'électricité.

Dommages physiques

De cinq à six jours de pluie verglaçante et de précipitations ont paralysé le réseau électrique d’Hydro-Québec dans les régions de Montréal et de la Rive-Sud. Sur une zone de 100 kilomètres sur 250 kilomètres (62 kilomètres sur 155 milles), quelque 116 lignes de transport d’électricité étaient hors service, dont plusieurs lignes électriques importantes de 735 kV et la ligne CCHT Québec–Nouvelle-Angleterre de ±450 kV.

Au cours des vagues successives de précipitations verglaçantes, plus de 75 millimètres (3,0 pouces) de glace radiale se sont accumulés sur les conducteurs électriques et les pylônes eux-mêmes. Cette couche de glace ajoute un poids supplémentaire de 15 à 20 kilogrammes par mètre de conducteur (10 à 20 lb/pi). Même si les fils électriques peuvent supporter ce poids supplémentaire, lorsqu'ils sont combinés aux effets du vent et des précipitations, ces conducteurs peuvent se briser et tomber. Les pylônes, conçus pour résister à seulement 45 millimètres (1,8 pouce) d'accumulation de glace, se sont déformés et se sont effondrés en tas tordus d'acier mutilé. Des défaillances en cascade se sont produites sur plusieurs lignes de transmission, où l'effondrement d'une ou de plusieurs tours a laissé une rangée de pylônes tombés.

Français De tous les pylônes endommagés, environ 150 étaient des pylônes supportant des lignes de 735 kV, et 200 tours supportant des lignes électriques de 315 kV, 230 kV ou 120 kV se sont également effondrées. ^[B] Dans une région délimitée par Montréal entre Saint-Hyacinthe , Saint-Jean-sur-Richelieu et Granby , surnommée le « triangle des ténèbres », la moitié du réseau électrique aérien était hors service. Québec a commandé une myriade de conducteurs, de traverses et de connexions de fils pour réparer ceux qui ont été désactivés par la tempête dans le système de transmission et de distribution d'électricité . Dans tout le Québec, 24 000 poteaux, 4 000 transformateurs et 1 000 pylônes électriques ont été endommagés ou détruits, ^[B] plus de 3 000 km (2 000 mi) de fils électriques abattus; cela a coûté au total 800 millions de dollars canadiens en réparation.

Panne de courant

Avec plus de 100 lignes de transmission paralysées par la glace, le Québec a connu une panne d'électricité massive au cours du froid hiver canadien. Même si le courant a été rétabli après les premières pannes, un grand nombre de Québécois étaient dans le noir. Au plus fort de la panne, quelque 1,4 à 1,5 million de foyers et de clients, abritant de trois à plus de quatre millions de personnes, étaient dans le noir. Des entreprises privées et d'autres services publics d'autres régions du Canada et des États-Unis ont été dépêchées pour aider Hydro-Québec à entreprendre cette tâche de rétablissement massif, mais ces efforts ont été compliqués par les dommages étendus au réseau électrique. Les pannes dans certaines régions ont duré 33 jours, et 90 % des personnes touchées par la panne n'ont pas eu d'électricité pendant plus de sept jours. Bien que le courant ait été entièrement rétabli dans tous les endroits du Québec le 8 février 1998, ce n'est qu'à la mi-mars que les installations électriques ont été remises en service. À ce moment-là, de nombreux dommages sociaux et économiques avaient déjà eu lieu, comme des aliments gâchés et des décès dus au manque de chauffage électrique.

Après la panne de courant, Hydro-Québec a procédé à de nombreuses améliorations de son réseau afin d'améliorer le réseau électrique. Parmi les exemples, citons le renforcement des pylônes et des poteaux électriques et l'augmentation de l'alimentation électrique. Ces mesures ont été prises pour permettre à la société de service public de rétablir le courant plus rapidement dans le cas où une énorme vague de glace frapperait à nouveau le Québec. Hydro-Québec a déclaré qu'elle était mieux préparée à faire face à une tempête de verglas de la même ampleur que celle de 1998.

En 2004, peu avant la visite du président américain George W. Bush au Canada, une tour située le long du circuit de transmission à courant continu à haute tension Québec-Nouvelle-Angleterre dans les Cantons-de-l'Est, près de la frontière canado-américaine, a été endommagée par des charges explosives déclenchées à sa base. La CBC a rapporté qu'un message, prétendument émanant de la Résistance internationaliste et diffusé aux journaux La Presse et Le Journal de Montréal ainsi qu'à la station de radio CKAC , affirmait que l'attaque avait été menée pour « dénoncer le pillage des ressources du Québec par les États-Unis »

La performance du réseau électrique d'Hydro-Québec TransÉnergie pendant la tempête de verglas de 1998 a soulevé des questions sur le concept fondamental, la vulnérabilité et la fiabilité du réseau. Les critiques ont souligné que les installations de production d'électricité étaient situées à environ 1 000 km (600 mi) des centres de population et qu'il y avait un manque de centrales électriques locales autour de Montréal, qui n'est desservie que par six lignes d'alimentation de 735 kV; cinq de ces lignes forment une boucle appelée « l'anneau de puissance » autour de la ville. Lorsque l'anneau a échoué le 7 janvier 1998, environ 60 % de l'alimentation électrique du Grand Montréal était hors service. Le grand réseau de transport et de distribution en surface d'Hydro-Québec était considéré comme exposé aux catastrophes naturelles, même si le coût de l'enfouissement du réseau était prohibitif.

La technologie utilisée sur le réseau d'Hydro-Québec TransÉnergie a également été vivement critiquée. On prétend que cette technologie, utilisée pour améliorer le rendement, la sécurité et la fiabilité, a rendu les Québécois trop dépendants du réseau électrique pour leurs besoins énergétiques, puisque l'électricité, en particulier l'hydroélectricité, représente plus de 40 % de l'approvisionnement énergétique du Québec. Cette dépendance, démontrée par le fait que les agriculteurs ontariens avaient plus de génératrices de secours que les agriculteurs québécois, peut accroître la gravité des conséquences lorsque le réseau tombe en panne, comme ce fut le cas en janvier 1998.

En plus de l’accent mis depuis longtemps sur l’expansion du transport à grande échelle, des recherches contemporaines, comme celles présentées par Gazar et al. (2024) , ont examiné les relations de cause à effet entre la capacité de transport transfrontalière, la nouvelle production hydroélectrique et l’évolution de la demande énergétique dans le nord-est des États-Unis et au Canada. Leur analyse du réseau bayésien suggère que l’augmentation de la capacité hydroélectrique du Québec est historiquement plus fortement corrélée à la demande intérieure et aux signaux de prix du marché, plutôt qu’à la simple disponibilité de corridors de transport élargis. Ces résultats peuvent éclairer les discussions sur la question de savoir si les nouveaux projets d’interconnexion entre les États-Unis et le Canada devraient inclure le développement de réservoirs en amont dans les évaluations d’impact environnemental.

A. ^ Deux chiffres sont donnés pour la longueur du système 735 kV : 11 422 et 11 527 km (7 097 et 7 163 mi).

B. ^ a b Les estimations sur le nombre total de poteaux et de pylônes endommagés ou détruits par la tempête de verglas varient.

Général

• Hyman, Leonard S. (1988). Les services publics d'électricité aux États-Unis : passé, présent et futur (5e éd.). Rapports sur les services publics. ISBN 978-0-910325-25-7.

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