Innovation de l'électricité

CDE 2020

innovation de L’ÉlectricitÉ CDE 2020: Innovation de l’électricité 2019 • CAssociation candienne de l’électricité

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Centre d’excellence 2020 La façon dont nous produisons, transportons et consommons l’électricité évolue à un rythme sans précédent. Les avancées technologiques nous aideront à aménager un réseau encore plus propre et fiable et, dans bien des cas, à offrir un plus grand choix aux Canadiens.

Cette transformation va certainement se poursuivre. D’ailleurs, les compagnies d’électricité canadiennes déploient constamment des efforts pour faire face à ce changement. Dans son Centre d’excellence, l’Association canadienne de l’électricité (ACE) souligne chaque année le leadership exceptionnel dont font preuve ces entreprises membres en matière d’innovation, de technologie et de pratiques. Elle reconnaît le travail qu’accomplissent ses membres pour répondre aux besoins changeants de leurs clients, tout en façonnant le réseau durable de l’avenir.

Le Centre d’excellence met en valeur l’ingéniosité et la vision canadiennes. Il souligne les progrès révolutionnaires accomplis au chapitre des retombées économiques, sociales et environnementales de l’électricité pour les Canadiens.

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Francis Bradley

Président-directeur général, l’ACE

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projets ATCO : Projet d’interconnexion de Jasper............ 5 ATCO : Télécommunications de la rivière Fawcett............................................................... 7 Capital Power : Pour un avenir à faible émission de carbone................................................... 9 Elexicon Energy : Miniréseau communautaire intelligent ......................................................................... 11 Elexicon Energy : Commande intelligente d’onduleur de centrales solaires photovoltaïques et de systèmes de stockage d’énergie....................................................... 13

Hydro Ottawa : Pratiques exemplaires e n matière de gestion des actifs............................... 23 Hydro-Québec : LineDrone....................................... 25 Liberty : Miniréseau Sagehen.................................. 27 Énergie NB : Premier réseau de recharge des VE connecté au niveau provincial.................. 29 Énergie NB : Projet communautaire sur l’énergie intelligente...................................................... 31 Oakville Hydro : Intelligence des données spatiales........................................................ 33

ENMAX : Capacités d’accueil de la charge et de la production .......................................................... 15

Ontario Power Generation / Hydro One : Réseau de recharge Ivy.............................................. 35

ENMAX : Analyse prédictive pour prévenir les défaillances des câbles............................................... 17

Saint John Energy : Programme de récupérateur de chaleur à domicile ................................................... 37

ENMAX : Récupération des eaux usées pour produire de l’énergie électrique ............................ 19

SaskPower : Automatisation des sous-stations.................................................................. 39

Hydro Ottawa : Automatisation du bureau de service........................................................................ 21

TC Energy : Énergie solaire et stockage Saddlebrook................................................ 41

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Projet d’interconnexion de Jasper

Le projet d’interconnexion de Jasper d’ATCO consistait à relier la municipalité de Jasper au réseau électrique de l’Alberta, mettant ainsi fin à une dépendance énergétique à une centrale isolée. ATCO a installé 1 sous-station, 468 structures et 44 km de câble aérien qui a été adapté pour être utilisé à 69 kV – une première en Amérique du Nord – éliminant ainsi les contournements d’arc et réduisant le risque de feux de forêt.

Pour limiter le risque de chutes d’arbres et par conséquent de pannes, ATCO a conçu un prototype pour simuler les impacts contrôlés des arbres et valider la conception du câblage et sa capacité de résistance.

La conception compacte de la ligne, l’utilisation d’un conducteur de câbles et le renforcement des poteaux et des isolants d’ATCO ont aussi permis d’atténuer d’éventuels dégâts.

Ce projet et le démantèlement de la centrale de production d’énergie à diesel et à gaz nature ont permis d’éliminer 40 077 tonnes de CO2 de l’atmosphère. La diminution des répercussions environnementales a même été renforcée en éliminant le besoin de transporter et de stocker de grands volumes de diesel. Le projet d’interconnexion de Jasper a permis aux clients d’acheter de l’électricité de sources d’énergie propre et renouvelable.

L’impact sur le terrain a été limité au minimum en utilisant, autant que possible, les services publics existants et en suivant un grand couloir de pipelines sur une grande partie du tracé des lignes. La collaboration avec la municipalité a été essentielle pour éviter les dommages pendant la construction.

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Télécommunications de la rivière Fawcett

ATCO a modernisé une tour de télécommunications existante, isolée et alimentée au diesel, à Fawcett River, en Alberta, qui soutient le réseau de transport d’électricité, pour en faire un microréseau d’énergie solaire et de stockage hors réseau. ATCO possédera et exploitera un panneau solaire photovoltaïque de 35 kW, une batterie de stockage au lithiumion de 96 kWh, ainsi qu’un système de contrôle de microréseau qui fournira une alimentation fiable à la tour de télécommunications. Ce projet a permis d’éliminer une consommation annuelle de 26 000 litres de diesel. ATCO continue de trouver des moyens de créer un avenir énergétique propre au sein des opérations existantes.

De plus, la batterie stockera les surplus d’énergie renouvelable produite pendant les journées ensoleillées printanières et estivales pour produire de l’électricité durant la nuit.

Les autres avantages du projet comprennent l’amélioration de la qualité de l’air, la réduction du bruit, l’augmentation de la sécurité routière en réduisant les trajets des camions-citernes diesel et l’efficacité énergétique globale du site.

La batterie au lithium-ion et les commandes de microréseau sont essentielles à la fiabilité du système, puisqu’elles le stabilisent durant les fluctuations de la production solaire.

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Pour un avenir à faible émission de carbone

La centrale de Genesee compte trois unités qui fournissent plus de 1 300 MW d’énergie de base fiable aux Albertains.

En 2016, Capital Power a lancé, à Genesee, son programme d’amélioration sur 5 ans, se chiffrant à 45 M$, pour réduire de 12 % les émissions de carbone d’ici 2021. L’année dernière, Capital Power a également annoncé un projet de bicarburant de 70 M$. Une fois achevées (fin 2021), les trois unités pourront utiliser en temps réel jusqu’à 100 % de gaz naturel ou de charbon, ou un mélange des deux, soit une flexibilité qui réduira davantage les émissions jusqu’à fin 2029.

L’utilisation de nanotubes de carbone dans les processus industriels en aval permet de faire baisser la quantité d’intrants et d’énergie nécessaires et de réduire davantage les émissions de CO2.

Ces trois projets représentent un investissement de 135 M$ à 140 M$ dans la production à faible émission de carbone, ce qui se traduit par une réduction des émissions de près de 3 millions* de tonnes par an. * Si l’installation de Genesee fonctionne au gaz naturel à 50 %.

Capital Power construi aussi le Genesee Carbon Conversion Centre (GC3), première installation de production de nanotubes de carbone à l’échelle commerciale au monde (coût en capital estimé de 20 M$ à 25 M$).

GC3 utilisera les émissions de Genesee parallèlement à la technologie C2CNT, solution transformant les émissions en nanotubes de carbone, un produit utilisé comme additif pour augmenter la résistance de matériaux tels que le béton, l’acier et aluminium.

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MINIRÉSEAU communautaire intelligent

Le miniréseau communautaire intelligent visant à l’automatisation du départ de ligne de la plateforme du service de distribution d’électricité d’Elexicon Energy contribuent à la modernisation des réseaux de distribution d’électricité. Ils comportent des technologies innovatrices de pointe qui améliorent le fonctionnement des réseaux de distribution et donnent aux abonnés un plus grand choix et une plus grande maîtrise sur leur consommation d’énergie.

Le projet comporte des retombées positives à long terme pour la collectivité notamment l’adoption de procédés de production d’énergie renouvelable, de la recharge de véhicules électriques, des améliorations dans la qualité de l’alimentation et de la fiabilité du réseau, etc. Une collectivité à infrastructures intelligentes adhérant à des principes de développement durable offre une capacité d’adaptation, une autoproduction d’énergie verte, une gestion de la demande et des éléments de conservation réduisant l’empreinte carbone. Elexicon effectue également des essais de terrain d’un équipement de stockage qui profite directement à la collectivité.

Ceci réduit le besoin d’actifs de production centralisés et permet d’élaborer des politiques et des règles de facturation nette virtuelles.

Le financement du projet est assuré par le ministère de l’Énergie de l’Ontario et par IESO dans le cadre du Fonds de développement du réseau intelligent et du Fonds d’innovation du réseau, respectivement. Le Fonds de développement du réseau intelligent assure le financement pour les essais, la mise au point et la prochaine génération de technologies capables de transformer les réseaux de distribution d’électricité en réseaux modernes propulsés par les technologies numériques.

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Commande intelligente d’onduleur

de centrales solaires photovoltaïques et de systèmes de stockage d’énergie

La forte pénétration de la production d’énergie renouvelable dans les réseaux de distribution a généré plus d’incertitudes et de difficultés techniques dans l’exploitation du réseau de distribution du service d’électricité. En raison de la nature intermittente de la production d’énergie renouvelable, il est essentiel de maintenir le profil de tension du réseau et de faciliter l’intégration de la production décentralisée d’énergie basée sur des onduleurs de courant. Une distribution d’électricité optimisée implique également une réduction des pertes sur le réseau de distribution et un approvisionnement d’électricité adéquat et de qualité.

distribution pour minimiser les pertes de lignes et réduire la tension de conservation (RTC).

Ce projet est basé sur une nouvelle technologie brevetée utilisant les centrales solaires photovoltaïques comme équilibreur dynamique réactif de courant, nommé PV-STATCOM, avec la capacité résiduelle d’onduleur.

Elexicon Energy inc. en partenariat avec l’Université de Western Ontario (UWO) a reçu un prêt de projet du fond LDC Tomorrow administré par le groupe Mearie. Le projet comporte l’application d’un nouveau contrôleur d’onduleur intelligent diurne et nocturne de centrales solaires photovoltaïques et des systèmes de stockage d’énergie en se servant de leurs capacités résiduelles d’onduleur pour assurer un échange réactif dynamique d’électricité avec les réseaux de CDE 2020: Innovation de l’électricité 2019 • CAssociation candienne de l’électricité

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Capacités d’accueil de charge et de production

Pour ENMAX Power Corporation, la planification du réseau électrique comprend l’anticipation de l’effet de nouveaux raccordements au réseau.

Les équipes de planification d’ENMAX Power ont besoin de connaître les contraintes actuelles et les demandes futures sur le réseau (charges) pour assurer un service d’électricité continu et fiable aux abonnés. Devant l’essor des ressources d’énergie décentralisées (RED), les équipes de planification ont également besoin de savoir où les abonnés pourront éventuellement produire de l’électricité, tout en maintenant la qualité et la fiabilité du réseau.

Un abonné peut rechercher une adresse pour connaître rapidement la capacité résiduelle du réseau pour recevoir les besoins électriques de leur projet. La carte est dressée à partir de données produites par les outils d’analyses prévisionnelles et d’évaluation du réseau électrique élaborés à l’interne.

Les abonnés commerciaux doivent connaître les contraintes actuelles du réseau avant de choisir un site pour leurs projets, surtout ceux comportant des charges importantes sur le réseau comme les centres de données.

Les cartes sont aussi utilisées à l’interne pour qu’ENMAX Power connaisse les incidences d’adoption des RED sur la charge résiduelle du réseau et obtenir des analyses prospectives sur les améliorations du réseau à venir.

La deuxième carte illustre la capacité d’accueil, ou la capacité des projets RED à être raccordés au réseau. Un abonné peut rechercher des sites pour évaluer la capacité du système à accueillir leur projet de production d’électricité.

À l’automne 2019, l’équipe a lancé deux cartes interactives en ligne, accessibles sur enmax.com, qui présentent la charge et les capacités d’accueil du secteur. Les deux cartes permettent aux abonnés de dresser rapidement une liste des sites potentiels pour leur prochain projet.

La carte de capacité de charge illustre la charge résiduelle dans le territoire de service de distribution d’électricité d’ENMAX Power.

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Analyses prédictives pour prévenir les ruptures de câbles électriques

ENMAX Power Corporation a conclu que les ruptures de câbles électriques souterrains étaient le principal facteur contribuant à la durée totale en minutes des pannes de service aux abonnés et à la fréquence totale des pannes de service aux abonnés. À la lumière de cette observation, ENMAX Power a mis au point un modèle d’analyse prédictif innovateur pour déceler systématiquement les câbles souterrains présentant les risques les plus élevés de défaillance.

Le modèle sert à améliorer l’expérience client en réglant les problèmes de fiabilité causés par des ruptures de câble imprévues dans des zones à risque élevé et permet de réduire les coûts liés aux pannes, qui peuvent prendre du temps à localiser et à réparer.

que les caractéristiques dynamiques comme l’historique des pannes, des défaillances et les relevés d’humidité relative ambiante.

Les données recueillies entre janvier et juillet 2019 ont servi à la phase d’essais du modèle, alors qu’ENMAX Power a comparé les interruptions prévues aux pannes qui se sont réellement produites dans cette période. Les résultats ont révélé de fortes corrélations et une excellente précision dans les prédictions du modèle. En moyenne, il y a eu panne sur 70 % des principaux câbles pour lesquels une défaillance a été prédite.

ENMAX Power considère que l’analyse numérique prédictive est un moyen de réduire au minimum les frais tout en améliorant et en maintenant la fiabilité du réseau pour le service aux abonnés.

Le modèle prédictif a cerné les principaux facteurs décrivant le mieux les défaillances futures et a appliqué un système de classement semblable à celui que les plateformes de recherche en ligne utilisent pour trier les résultats. Globalement, le modèle a utilisé plus de 1,5 million relevés pour « apprendre » de treize ans de données historiques. ENMAX a eu recours à des données pour chaque équipement y compris les caractéristiques physiques comme la méthode d’enfouissement des câbles et le nombre d’abonnés en aval du réseau, ainsi CDE 2020: Innovation de l’électricité 2019 • CAssociation candienne de l’électricité

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Récupération des eaux usées POUR PRODUIRE DE L’ÉNERGIE ÉLECTRIQUE

La centrale d’énergie Shepard de 860 MW à cycle combiné alimentée au gaz naturel d’ENMAX, située dans l’est de Calgary, a été construite dans le but d’assurer à très long terme une source d’électricité fiable et sécuritaire aux Albertains, tout en s’engageant à réduire les émissions et à utiliser les sources de manière responsable.

Shepard est conçue pour utiliser les eaux usées récupérées par l’usine de traitement des eaux usées Bonnybrook de la Ville de Calgary pour tous ses besoins de production d’électricité — une première en Alberta. Cette fonctionnalité réduit la consommation annuelle d’eau douce de presque 6 millions de mètres cubes soutirés de la rivière Bow chaque année.

L’eau récupérée est beaucoup plus variable que l’eau douce et contient une grande proportion de composés inorganiques et organiques qui doivent être maintenues dans des limites de concentration strictes pour des raisons de santé publique et de respect de l’environnement.

La concentration de substances inorganiques et organiques diminue chaque fois que l’eau passe par la tour de refroidissement.

de laboratoire, l’équipe de la centrale de Shepard a été en mesure de circonscrire l’efficacité de fonctionnement optimale des tours de refroidissement tout en maintenant tous les paramètres chimiques de la tour de refroidissement dans les limites de teneur spécifiées.

Cet équilibre parfait a réduit le volume annuel des eaux usées de 25 à 30 % — économisant presque 500 millions de litres par année et réduisant les coûts de plus de 1,5 M$.

Maintenant dans la troisième année de l’initiative d’optimisation, le procédé s’est constamment amélioré. Au troisième trimestre de 2020, la centrale Shepard a déjà réalisé des économies de 1,7 M$ tout en augmentant la production d’électricité en mégawatt.

Après trois ans de méticuleuses recherches, observations et analyses

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Automatisation du bureau de service

Les clients s’attendent à avoir accès à l’information et à effectuer des transactions en tout temps.

Hydro Ottawa a donc lancé Salesforce, une solution infonuagique de gestion des relations avec la clientèle.

• Gestion intégrale des demandes dans Salesforce pour une visibilité et un temps de cycle améliorés;

L’intégration de Salesforce a nécessité le remplacement du système intégré aux applications déjà en place. La transition devait se faire sans nuire aux clients ni aux opérations quotidiennes et s’inscrire dans la durée.

• Mise en place du sondage « Voix du client » en fin de mission;

Avantages qualitatifs :

• Simplification des formulaires de demande de service en ligne; • Intégration de la saisie automatique d’adresses Google référencées avec le système d’information géographique;

• Application mobile pour gérer les demandes après les heures de bureau et y répondre;

• Accords sur le niveau de service et indicateurs de rendement clés intégrés au processus pour faciliter le suivi; • Fondation pour de nouveaux processus tels que l’entretien des chambres fortes.

Le nouveau système offrira un rendement du capital investi en moins de deux ans.

• Authentification du client et de l’entrepreneur pour éliminer la saisie des données de base; • Mise en œuvre du flux de travail avec des communications d’étape clés; • Migration des devis d’installation de service dans Salesforce pour offrir une perspective complète au client; • Gestion de cas et acheminement des compétences pour mobiliser les bonnes personnes au bon moment; CDE 2020: Innovation de l’électricité 2019 • CAssociation candienne de l’électricité

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Pratiques exemplaires en matière de gestion des actifs

Hydro Ottawa est devenue le premier service public au Canada à recevoir la prestigieuse certification ISO55001:2014 relative aux meilleures pratiques en gestion d’actifs, délivrée par l’Organisation internationale de normalisation (ISO), rejoignant ainsi un Pour en savoir plus, visitez : composé de trois autres services publics nord-américains certifiés.

Comptant un réseau mondial non gouvernemental indépendant d’instituts nationaux de normalisation issus de chacun des 165 pays membres, y compris le Conseil canadien des normes, l’Organisation internationale de normalisation réunit des experts qui mettent en commun leurs connaissances pour élaborer des normes internationales volontaires, consensuelles et pertinentes pour le marché, soutenant ainsi l’innovation et apportant des solutions aux défis mondiaux.

Grâce à la certification ISO55001:2014, Hydro Ottawa et ses clients peuvent profiter : • d’une meilleure gestion des risques; • de la confiance des investisseurs et des parties prenantes; • de coûts d’investissement et d’exploitation réduits; • d’une approche collaborative en matière de prise de décision et d’un cadre précis pour traiter avec les sous-traitants; • d’un environnement plus sûr, plus fiable et innovant.

Le travail réalisé par Hydro Ottawa pour obtenir cette certification importante a commencé en 2018 et comprenait de multiples évaluations des lacunes et des audits internes avant de finalement amener le système à un niveau de maturité qui lui a permis de s’engager dans le processus de certification.

La certification ISO55001:2014 désigne des pratiques supérieures de gestion des actifs qui démontrent la capacité d’Hydro Ottawa à atteindre un certain nombre d’objectifs opérationnels, environnementaux et financiers importants pour le plus grand bien de ses clients et de la collectivité.

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LineDrone

L’institut de recherche d’Hydro-Québec (IREQ) a développé un drone d’inspection de ligne appelé LineDrone. Le drone permet d’inspecter les lignes à haute tension.

En plus d’être en mesure d’atterrir sur une ligne de transport et de s’y déplacer en roulant, le LineDrone peut être équipé d’outils et de sondes servant à examiner les conducteurs électriques et à détecter la corrosion. Grâce à cette solution, il est possible de diminuer considérablement les risques pour les travailleurs tout en limitant les inspections traditionnelles par hélicoptère, ce qui réduit d’autant les émissions de GES.

La technologie de drone permet d’inspecter les lignes à haute tension dans une grande variété de conditions de terrain et de climat, en toute sécurité et sans compromettre la continuité du service d’électricité.

Hydro-Québec avons récemment signé une entente avec l’entreprise Drone Volt pour l’industrialisation et la commercialisation de ce drone.

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MINIRÉSEAU SAGEHEN

Le miniréseau comprendra 48 panneaux solaires et un système de stockage par batterie de 53 kWh, ainsi qu’une génératrice de secours fonctionnant au propane. Le système entier devrait être alimenté à plus de 95 % au moyen d’énergie renouvelable. La génératrice fournira de l’électricité uniquement lorsque le niveau de charge des batteries sera insuffisant ou pendant les périodes où la production d’énergie solaire sera faible ou nulle. Les principaux équipements seront placés à l’abri des intempéries, dans une installation de stockage à atmosphère contrôlée sise sur une dalle en béton.

Le miniréseau permet la production et la distribution décentralisées d’électricité afin d’alimenter un secteur isolé du réseau de distribution. Non seulement il réduit le risque de feux de forêt dans la région, mais aussi le miniréseau peut être synchronisé avec le réseau principal de manière à fournir de l’énergie supplémentaire et à équilibrer la charge.

Pour réaliser ce projet, il aurait fallu consacrer énormément de temps à l’obtention des permis environnementaux et assumer des coûts d’immobilisations de plus de 3 M$ afin d’améliorer la résistance de la ligne électrique et d’atténuer ainsi les répercussions des feux de forêt.

Le miniréseau constituait une solution plus efficiente et rentable pour tous les clients. Des projets de miniréseau similaires continueront d’ajouter des installations de production d’électricité renouvelable au réseau, tout en améliorant la souplesse et la fiabilité pour les clients.

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Premier réseau de recharge des VE connecté au niveau provincial

L’électrification croissante du secteur des transports a amené Énergie NB à prendre rapidement conscience des retombées éventuelles que cette transformation pourrait avoir sur la façon dont les Canadiens consomment l’électricité. Le Nouveau-Brunswick est ainsi devenu la première province à se doter d’un réseau de recharge rapide intelligent pour les véhicules électriques (VE) sur l’ensemble de son territoire.

En 2017, Énergie NB a officiellement lancé le Réseau branché en mettant en place un corridor de bornes de recharge rapide CC de niveau 3 le long de l’autoroute transcanadienne à des intervalles de 65 km. Ces bornes s’ajoutent à celles de niveau 2 standard qu’offrent les municipalités et les entreprises à l’échelle de la province. Le corridor relie le NouveauBrunswick avec les provinces voisines, le Québec et la Nouvelle-Écosse. Les résidents et les visiteurs qui conduisent un VE disposent ainsi d’un service de recharge ininterrompu. Les conducteurs ont accès à des bornes de recharge à proximité et peuvent ajouter des crédits à leur application mobile du Réseau branché, ce qui facilite la recharge de leur véhicule et la planification de leurs déplacements dans la province.

au financement de Ressources naturelles Canada (RNCan), Énergie NB a mené deux campagnes d’éducation et de sensibilisation pour répondre à ces inquiétudes et à d’autres préoccupations qui font obstacle à l’adoption des VE, par exemple le coût d’achat et d’entretien d’un véhicule électrique. Énergie NB s’est elle-même jointe au mouvement d’électrification des transports et a remplacé 50 % de son parc de véhicules légers de promenade par des véhicules électriques. En mettant sur pied un réseau de bornes de recharge publiques intelligentes, l’entreprise trace la voie en favorisant la croissance du marché des VE au NouveauBrunswick et en contribuant à concrétiser sa vision d’un avenir énergétique plus durable pour la province où elle est fière d’exercer ses activités.

Le Réseau branché encourage les NéoBrunswickois à faire le pas vers l’achat d’un VE en levant l’un des principaux obstacles à cette conversion, c’est-à-dire les craintes concernant l’autonomie de ces véhicules. Grâce

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Projet communautaire sur l’énergie intelligente

Une petite ville côtière du Nouveau-Brunswick contribue à façonner l’avenir énergétique dans la région de l’Atlantique. La ville de Shediac est au cœur du Projet de communauté énergétique intelligente, réalisé dans le cadre d’un programme de recherche et de démonstration d’une durée de quatre ans qui est financé par le gouvernement fédéral. Ce projet vise à déterminer les avantages que les technologies énergétiques de l’avenir peuvent procurer aux clients, à la collectivité et à la province.

Le projet de recherche comporte trois volets : une étude menée dans le secteur résidentiel consistant à mettre à l’essai de nouvelles technologies énergétiques intelligentes dans 500 habitations; la transformation de deux immeubles commerciaux en bâtiments à consommation énergétique nette zéro; et “une centrale solaire communautaire de 1,8 MW relié à un système de stockage par batteries de qualité industrielle.

Le Conseil national de recherches du Canada (CNRC) est le principal partenaire de recherche.

Par ailleurs, le Projet de communauté énergétique intelligente servira d’assise pour une nouvelle plateforme de réseau énergétique en cours de développement au centre mondial de recherchedéveloppement de réseaux intelligents de Siemens, à Fredericton. Fondé sur l’infonuagique, ce nouveau système aidera Énergie NB à accéder directement à ces nouvelles technologies énergétiques afin que ses clients puissent participer à des programmes dont ils profiteront. La plateforme aidera Énergie NB et ses partenaires à comprendre comment ces nouvelles technologies permettent aux clients d’utiliser l’électricité et le réseau, puis la façon dont elles seront utilisées pour assurer un futur énergétique plus durable.

Énergie NB et ses partenaires mettront à profit les leçons tirées de l’étude réalisée dans le secteur résidentiel, portant sur les mesures que les compagnies d’électricité peuvent prendre pour optimiser au mieux les ressources énergétiques distribuées (RED) au bénéfice du réseau principal et de futurs miniréseaux.

Le ministère des Ressources naturelles du Canada (RNCan) et Innovation, Sciences et Développement économique Canada (ISDE) financent cette importante recherche.

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Intelligence des données spatiales

En 2019, Oakville Hydro a entrepris l’excellence spatiale avec l’élaboration de la feuille de route des données spatiales, initiative conçue pour améliorer les ressources de données spatiales de l’entreprise par une coopération et une harmonisation de ses services.

Oakville Hydro reconnaît la valeur et l’importance des données spatiales dans ses activités quotidiennes, ainsi que leur incidence sur la sécurité des clients et la fiabilité. Le projet a vite évolué pour aboutir à l’amélioration du modèle de maturité des données, et à une meilleure intégration de l’intelligence artificielle (IA) à ses pratiques décisionnelles. Cette initiative ambitieuse aidera Oakville Hydro à adopter les dernières technologies de rupture.

défaillances, des outils opérationnels pour mieux cerner les zones problématiques sur le terrain, une analyse spatiale pour installer de manière optimale des équipements d’extension de gamme pour nos appareils de l’Internet des objets et des inspections fondées sur l’IA. L’entreprise prévoit poursuivre dans cette voie et partager ses expériences avec d’autres afin de privilégier une approche de résolution des problèmes à partir de cartes au sein des services publics.

Un inventaire complet des initiatives a été dressé, axé sur la collecte, la visualisation et l’automatisation des données. Oakville Hydro a engagé de multiples ressources, internes et externes, pour en faire une réalité.

Les premières initiatives d’Oakville Hydro comprenaient l’intégration entre les indices de santé et les emplacements spatiaux pour sélectionner les remaniements, l’analyse des causes profondes des

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Réseau de recharge Ivy

Hydro One et Ontario Power Generation se sont associées pour lancer le Réseau de recharge Ivy, qui constituera d’ici la fin de 2021 le plus grand réseau de recharge rapide pour véhicules électriques (VE) en Ontario.

Grâce à sa conception, Ivy offrira à l’échelle de l’Ontario, du nord au sud et de l’est à l’ouest, un service de recharge facile, fiable et ininterrompu que les conducteurs pourront utiliser lors de leurs déplacements. La distance entre deux emplacements sera de moins de 100 km en moyenne, ce qui apaisera une fois pour toutes les craintes concernant l’autonomie des véhicules électriques.

L’augmentation de la consommation d’électricité en Ontario découlant de l’adoption accrue de VE devrait se traduire par une baisse des tarifs d’électricité. Cette réduction serait rendue possible par une répartition des coûts fixes du réseau électrique entre un plus grand nombre d’utilisateurs.

Ivy a ouvert 17 stations de recharge jusqu’à présent et leur nombre ne cesse d’augmenter. Suivez le mouvement avec Ivy. Pour voir où seront aménagées les prochaines stations de recharge, rendez-vous à ivycharge.com.

Pour offrir à ses clients la meilleure expérience possible, Ivy a choisi des emplacements faciles d’accès situés à proximité de services.

Le nouveau réseau contribuera à rendre le secteur ontarien des transports plus respectueux de l’environnement en favorisant l’adoption des VE et en permettant aux conducteurs de ces véhicules de se déplacer sur de longues distances.

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Programme de récupérateur de chaleur à domicile

Saint John Energy a pour mission d’aider ses clients à mieux comprendre les pertes de chaleur de leur maison. La ville abritant de nombreuses belles maisons historiques classées, Saint John Energy reconnaît que bon nombre d’entre elles subissent des pertes de chaleur importantes qui peuvent entraîner des factures d’électricité élevées en hiver.

Le programme Home Heat Saver (économies de chaleur domestique) s’appuie sur des images thermiques des toits des clients du service public pour déterminer les zones dans lesquelles leur maison perd le plus de chaleur et la façon d’y remédier.

Grâce à ce programme, les clients peuvent obtenir une carte à code couleur illustrant les pertes de chaleur de leur maison, ce qui leur permet de localiser les zones qui subissent le plus de pertes de chaleur. Les maisons se voient attribuer une note de 1 à 10 en fonction de la quantité de chaleur qui s’échappe. Cette note permet aux clients de comparer leur maison à la moyenne de leur quartier et de leur ville.

Des projets similaires montrent que les propriétaires de maisons ont 5 fois plus de chances d’apporter des améliorations après avoir utilisé la carte des pertes de chaleur.

Le programme Home Heat Saver vise à améliorer les connaissances en matière d’énergie au sein de la collectivité et à aider les clients à ne plus payer pour le chauffage non utilisé.

Le projet est réalisé en partenariat avec MyHEAT (entreprise basée à Calgary) et l’Université du Nouveau-Brunswick (UNB). MyHEAT fournit la technologie tandis que l’UNB dirige l’analyse des données.

Le programme Home Heat Saver aidera les clients à prendre des décisions éclairées pour améliorer l’efficacité énergétique de leur maison.

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PROJECT

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Automatisation des sous-stations

Les services d’électricité du Canada comptent sur des initiatives commerciales et techniques importantes pour renforcer et renouveler les réseaux électriques, tout en incorporant des technologies de pointe pour répondre aux exigences sociétales croissantes en matière d’énergies renouvelables.

Dans les sous-stations, la norme IEC 61850 incarne cette tendance de renouvellement et elle gagne du terrain en Amérique du Nord. SaskPower est à la fine pointe de l’adoption de cette technologie dans les applications d’automatisation des sous-stations grâce à sa démarche multifournisseur mise en œuvre depuis 2014.

Le changement de filière technologique nécessitait l’élaboration de nouvelles normes à commencer par l’attestation de documents de conception, d’ingénierie, des normes de fonctionnement, jusqu’aux normes de gestion des actifs. On sait qu’en plus des changements dans les technologies, une partie importante du changement résidait dans la formation et le perfectionnement de l’expertise des équipes d’ingénierie, d’exploitation et d’entretien. En partenariat avec Innovation Saskatchewan et l’Université de Regina, SaskPower a établi des cours de formation où les effectifs touchés par le changement avaient l’occasion de se mettre à jour.

Des solutions et conceptions techniques ont été mises au point en prenant en compte des pratiques et procédures établies pour faciliter la transition vers la nouvelle technologie.

Avec l’adoption de la norme pour toutes les nouvelles installations, l’implantation de la nouvelle technologie dans SaskPower s’est avérée un franc succès, dont l’élimination de relais auxiliaires et une transition complète vers des communications sur câble de fibre optique pour l’automatisation des sous-stations. Il y a actuellement plus de 50 sous-stations à SaskPower conformes à la norme IEC 61850 (GOOSE/MMS) et toutes les nouvelles installations seront effectuées selon cette norme à partir de maintenant. Jusqu’ici, l’expérience d’utilisation laisse croire que les nouveaux systèmes sont fiables, qu’ils sont compatibles avec les systèmes de plusieurs autres fournisseurs et offrent la valeur et la souplesse opérationnelle attendues.

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PROJECT

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Énergie solaire et stockage Saddlebrook

Le projet proposé comprendra une installation de production solaire” by “centrale solaire, en plus d’un système de stockage d’énergie par accumulateur électrique. La centrale solaire utilisera des panneaux solaires bifaciaux à la fine pointe de la technologie pour produire de l’énergie. Dans le cadre d’un partenariat récent avec Lockheed Martin, le projet utilisera le système de stockage d’énergie GridStar® Flow de Lockheed Martin, qui permet de stocker de l’énergie à long terme. Ayant reçu une contribution financière d’Emissions Reduction Alberta (ERA) dans le cadre de leur défi BEST, le projet pilote novateur vise à démontrer le potentiel de réduction des émissions de GES en Alberta et à assurer le succès de la province dans une économie à faibles émissions de carbone.

Cette phase devrait fournir suffisamment d’électricité sans émissions pour alimenter environ 3 000 foyers. De plus, le système offrira jusqu’à 5 MW de stockage d’énergie pendant 8 heures au plus, ce qui pourrait alimenter le réseau de l’Alberta en énergie propre même par temps couvert.

Grâce aux terrains vacants du site, il est possible d’augmenter la capacité de production d’énergie solaire jusqu’à 95 MWac lors des phases subséquentes et d’augmenter la capacité de stockage de l’énergie.

Le projet se déroulera sur un terrain de TC Energy dans le parc industriel de Saddlebrook, près d’Aldersyde, en Alberta. La phase pilote initiale consistera en une centrale solaire de 10 mégawatts (MWac), combinée à une installation de stockage d’énergie à l’échelle des services publics (5 MWac, 40 MWh) utilisant la technologie du système de stockage d’énergie GridStar® Flow.

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L’Association canadienne de l’électricité tient à remercier toutes les compagnies d’électricité qui participent au Centre d’excellence 2020. Cette année, nous avons le privilège de rendre hommage à 19 projets réalisés par 14 compagnies d’électricité de partout au pays.

En cette période sans précédent, les membres de l’Association canadienne de l’électricité poursuivent leurs activités. Ils permettent dès lors aux Canadiens de garder le cap pour relever les nouveaux défis qui se présentent à eux. Les compagnies d’électricité font preuve d’ingéniosité et de créativité et transforment ainsi notre façon de voir aujourd’hui le secteur de l’électricité, qui génère des retombées économiques, sociales et environnementales pour tous les Canadiens. Le Centre d’excellence est une plateforme mettant à l’honneur des idées qui changent la donne dans le paysage des compagnies d’électricité et qui nous rapprochent de notre objectif commun consistant à atteindre zéro émission nette d’ici 2050.

Merci de faire preuve d’excellence en matière d’innovation dans notre secteur.

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