Activités au Canada

Activités au Canada – Smart Grid
Le développement d’un réseau intelligent (Smart Grid) est en cours dans plusieurs états et provinces à travers le
monde. Motivés par des politiques ou des contraintes techniques distinctes, ces régions priorisent certaines
applications plutôt que d’autres pour répondre à leurs besoins.
Chaque application a un impact différent sur l’atteinte d’objectifs économiques, environnementaux ou de sécurité.
Chaque région a ses propres défis énergétiques à relever, telles que la réduction de la congestion, l’amélioration de
la fiabilité ou l’intégration de plus d’énergie renouvelable.
Voici un tableau présentant les applications du réseau intelligent (Smart Grid) déployées au Canada par province et
1
par compagnie d’électricité . Le tableau présente les projets « Planifiés » et les projets déployés dans chacune des
provinces. Les projets pilotes ont été classés dans la catégorie « En cours ».
La modernisation des réseaux électriques ne se résume pas à une seule technologie, mais à plusieurs applications
requérant chacune des technologies précises pour fonctionner. Certaines technologies sont installées chez la
clientèle, alors que d’autres visent le réseau appartenant à la compagnie d’électricité. Dans tous les cas, la
modernisation des réseaux électriques requiert de déployer un réseau de communication sur l’ensemble du réseau
électrique ou de mettre en place un partenariat pour gérer ces communications.
Bien que le déploiement dans des contextes d’entreprise différents rende chaque projet unique, on peut classer les
technologies du Smart Grid selon 5 composantes majeures, chacune ayant différentes applications, soit :
Mesurage avancé
Réponse à la demande de pointe
Services auxiliaires
1. Tarification différenciée dans le
temps
2. Télélecture des compteurs
3. Détection de pannes et de fraudes
4. Analyses de profils énergétiques
(Diagnostiques, MBCx, M&V)
5. Afficheurs graphiques de
consommation
1. Contrôle direct de la charge
2. Gestion automatisée de la demande
(équipements intelligents et logiciels
de gestion de l'énergie)
3. Écrêtage de la pointe avec de la
production locale
4. Stockage d'énergie dans les
bâtiments
1. Réserve de capacité
2. Équilibrage en temps réel du
réseau
3. Régulation de fréquence
4. Compensation de la puissance
réactive décentralisée
Surveillance du réseau
Automation du réseau
1.
2.
3.
4.
1. Reconfiguration automatisée du réseau
2. Contrôle à distance de la production distribuée
3. Îlotage planifié et micro-réseaux
4. Gestion de la tension et de la puissance réactive
Localisation de défauts (localisation de pannes)
Détection de défauts (incluant les synchrophaseurs)
Surveillance des équipements de réseau
Évaluation de la qualité du service.
Une meilleure réponse des clients à la demande d’électricité est un élément clef de la modernisation des réseaux
électriques. Le mesurage avancé permet de fournir un signal de prix et des afficheurs graphiques pour sensibiliser le
client. En complément, le développement d’appareils électriques intelligents permettant de réduire la pointe est
actuellement en cours. Sous peu, de nouveaux électroménagers seront disponibles afin de détecter des
perturbations et de se débrancher du réseau pour éviter une panne. Des travaux de recherche visent également à
équilibrer la production des énergies renouvelables avec des charges ou du stockage situés chez les clients ou sur le
réseau. Le stockage de l’énergie sous forme de batteries (ex. voiture électriques) ou par accumulation thermique
ouvrira de nouvelles avenues de gestion de l’équilibre offre-demande. D’autres investissements sur les réseaux
électriques sont prévus pour en améliorer leur fiabilité ou pour réduire les ressources liées à leur opération et leur
maintenance. L’automation du réseau permet la reprise en charge d’un bloc suite à une panne, limitant le nombre de
clients touchés ou de créer des micro-réseaux avec la production disponible sur ce tronçon de ligne. L’installation de
mesurage en réseau permet une détection plus rapide des fautes, la surveillance du réseau, de même que la
détection d’équipements surchargés.
1
Mise à jour fréquente. Les parties prenantes sont invitées à fournir des mises à jour et des commentaires à l’adresse suivante :
[email protected]
Smart Grid activities by utilities in Canada
List of applications by province and company
Component (1)
Advanced metering
Demand response
Ancillary services
Network monitoring
Network automation
1-Advanced tarification
2-Automatic meter reading (AMR)
3-Theft detection
4-Energy diagnostics / M&V
5-In-Home display
1-Direct load control (DLC)
2-Automatic demand reponse (Smart
appliances & Energy management
softwares)
3-Peak shaving with generation
4-In-building energy storage
1-Capacity reserve
2-Load following (balancing)
3-Frequency regulation
4-Decentralized reactive power
compensation
1-Fault location (location of outage)
2-Fault detection (incl. synchrophasors)
3-Asset monitoring
4-Quality of service monitoring
1-Network reconfiguration
2-Remote controlled distributed
generation (transfert trip)
3-Planned islanding (microgrids)
4-Volt &var control
Planned
Planned
Planned
Planned
Planned (2)
Ongoing
(3)
Enmax
(1)Smart meters
Epcor
(1,2,3) Pilot in 2011 - 10
000 smart meters - 335
000 meters by 2013
BC Hydro
Ongoing
Ongoing
Ongoing
(2) AMR
(1)Network automation
/S&C Electric/ 186
switches / 14.7 M$ / end
by 2007
(1) Fault Location
(1)Network automation Edmonton
(1)400 000+ meters / 234
M$ / end by 2010
FortisAlberta
British Columbia
Ongoing
(1,2 or 3) discussions at
AESO to improve DR
participation
Alberta
(1) all custumers by 2012
(1) 1.8 M meters by 2012
(480M$ to 530 M$)
(4) VVC / 80 to 130 M$ /
2012
(3) Pilot on planned
islanding
(5) in-home display /70
M$ to 100M$ / 2012
(3) theft detection / 100170 M$ / 2012
FortisBC
(1) 5 000 Itron Smart
meters in Winnipeg
(1,2 ) in lab test
(1) Utility storage with
CEATI - Clean energy
fund demo
(1, 2,4) NB Power Clean
energy fund demo
(2) NBPowerClean energy
fund demo
(2) AMI deployment - Itron (1, 2,4 ) NB Power Clean
(TUNET)
energy fund demo
(2) NBPowerClean energy
fund demo
(1) NBpower Clean
energy fund demo
Saint-John Energy
Newfoundland
Newfoundland &
Labrador Hydro
(3) Storage & demand
response -Clean energy
fund demo
(2) Project denied by
BCUC (Order G-168-08).
Wait for BC Hydro
(1&5) Project denied by
BCUC - 108 000 meters /
37 M$. Wait for BC Hydro
Manitoba
Manitoba Hydro
New-Brunswick
NBPower
(1) Storage & demand
response -Clean energy
fund demo
(2) Pilot on
synchrophasors
measurement
(3) Pilot Project Wind/Hydrogen storage
for off-grid supply.
(2) AMR with 1-way
communications for retail
customers. AMR with 2way comms for large
Industrial customers.
(4) Pilot on Conservation
Voltage Reduction
Newfoundland Power
Nova Scotia
Nova Scotia Power
(1) NBpower Clean
energy fund demo
(1, 2,4 ) NB Power Clean
energy fund demo
(2&3) OPA - 4 programs
DR1/DR 2/DR3
&Peaksaver (Smart
thermostat) - 1 local
initiative (North York)
(1) Advances meters for all
custumers in 2010 and
TOU for 2012
Ontario
(2) NBPowerClean energy (2) Thermal accumulator
for heating
fund demo
(1,2 &3) in Bruce
Peninsula Smart zone
Hydro One
(1) Advances meters and
TOU for all custumers in
2010
Milton Hydro
(1) Advances meters and
TOU for all custumers in
2010
Ottawa Hydro
(1) Advances meters and
TOU for all custumers in
2010
Chatham-Kent Hydro
(1) Advances meters and
TOU for all custumers in
2010
Toronto Hydro
(1) Advances meters and
TOU for all custumers in
2010
(1)PeakSaver
A/C(initiative)
(2) Pilot on In-Home
display / Pilot with Google
(4) PeakSaver DE
(Distributed Energy)
Powerstream
Veridian
Burlington Hydro
Prince-Edward Island
Maritime Electric
(1) all customers -2010
(1) NBpower Clean
energy fund demo
Québec
Hydro-Québec
(3)Transformer monitoring
(Kinects)
(3)Volt&var optimization
pilot in Centerpoint
(1) With Tantalus
technology
GridSmartCity
GridSmartCity
(1, 2,4) NB Power Clean
energy fund demo
(2) NBPowerClean energy
fund demo
GridSmartCity
(1,2) CEF - Smart zone in
Boucherville
(3) CEF - Smart zone in
Boucherville
(1) Control of electric
water & heat - 3000
customers in 2007. Begin
in 1991
(3) Peak shaving with 20
emergency generators
Saskatchewan
GridSmartCity
(1) 7 feeders on fault
location
Hydro-Sherbrooke
(1) 50 automated
switches in North York /
10 feeders / 25 000
customers
(3)Transformer Smart
Metering (expansion of
AMI to asset) Elster (1,2,3) Outage
Management system
Overhead powerline
monitoring
(1) Pilot on with 10 000
meters - 4 municipalities TOU
(2&3&5) CEF - Smart
zone in Boucherville
(1) in Bruce Peninsula
Smart zone
(1,2) Demand response
initiatives
North west territories
Yukon
1: Information technologies in support to these applications, such as telecommunication technologies are not detailed in this table
Renewable energy portfolio and programs, such as a feed-in tariff are not detailed in this table
Demonstration of plug-in hybrid vehicule and charging infrastructure are not detailled ni this table
2 : Planned applications includes all applications announced by the local government, the power autority or presented in the utility roadmap
3 : Ongoing applications includes pilots, full deployment or project approuved by the energy board
Last update : May 3rd, 2010. Contact David Beauvais, Smart Grid Project Leader, for comment at [email protected] or by phone at 450-652-5995
(1) deployment of 3 000
automated switches - 200
M$ - 1 000 switches so far
(4)CEF - VVO Smart zone (4)Volt&var optimization
pilot on 1 substation
in Boucherville