Centrale de la Sainte-Marguerite-3 - Définition

Caractéristiques

Centrale

La centrale de la Sainte-Marguerite-3 est une centrale souterraine aménagée à 79 km de l'embouchure de la rivière Sainte-Marguerite. Construite à 90 m sous la surface, elle est équipée de deux groupes turbine-alternateur d'une puissance de 441 mégawatts chacune, pour une puissance installée totale de 882 MW. Les groupes turbine-alternateurs ont été conçus et fabriqués par la compagnie Générale électrique du Canada.

L'espace occupé par la centrale a été excavé dans le roc du Bouclier canadien, libérant un espace de 106 m de longueur, de 27 m de largeur et de 39 m de hauteur. Un espace supplémentaire a été creusé lors de la construction initiale, réduisant les coûts de l'ajout d'un troisième groupe à la centrale. Les pièces les plus lourdes de l'ensemble sont les rotors, dont les 28 pôles ont une masse de 508 tonnes. Ces gigantesques électroaimants ont été assemblés sur place.

Le coût de revient annoncé par Hydro-Québec dans son étude d'impact initiale était estimé à 3,8 cents le kilowatt-heure en dollars canadiens de 1992.

Barrage et réservoir

Le barrage est situé à 13 km en amont de la centrale. Construit en forme de pyramide, l'ouvrage en enrochement d'une hauteur de 141 m et d'une largeur de 378 m en crête est le plus haut au Québec. Sa crête est située à 410 m d'altitude. Le barrage est exploité dans une fourchette se situant 393 et 407 m. Il peut supporter une pression verticale maximale de 3 000 kilopascals.

Il a été renommé barrage Denis-Perron le 24 août 2000 afin d'honorer la mémoire de Denis Perron, qui a été député péquiste de la circonscription de Duplessis de 1976 jusqu'à son décès en fonction le 23 avril 1997. M. Perron est un ancien manœuvre et opérateur de centrale qui a été à l'emploi d'Hydro-Québec de 1956 jusqu'à son élection.

Le barrage retient un réservoir d'une longueur de 140 km et d'une superficie de 253 km². Son volume de réserve utile s'établit à 3,3 milliards m³ sur un volume total de 12,5 milliards m³. La profondeur maximale du réservoir est de 145 m. Le remplissage du réservoir a duré trois ans et a été complété en 2001. L'opération de remplissage a temporairement réduit de 76 % l'apport d'eau douce dans l'estuaire de la rivière.

Exploitation

La période de rodage de la centrale SM-3 a été marquée par une série d'incidents. En 2001, une inspection décèle des fissures dans les galeries, entraînant des fuites d'eau de l'ordre de 183 m³/s. Le problème requiert des travaux de bétonnage supplémentaires d'une durée de six mois qui augmentent les coûts de 60 millions de dollars. Le retard dans la mise en service de la centrale fait en sorte que l'eau accumulée doit être déversée sans être turbinée, qui constitue également un manque à gagner pour la société d'État.

Au début 2003, les essais du premier groupe turbine-alternateur font surgir un problème avec un des alternateurs, survenu lors de l'assemblage. D'autres tests révèlent des fissures dans la roue à eau de la turbine du second groupe en mai 2003. De plus, un problème de résonance limite la capacité des deux turbines à 300 MW chacune, ce qui réduit la puissance installée de SM-3 d'un tiers. Néanmoins, il s'agissait d'une amélioration, puisqu'Hydro-Québec avait laissé s'échapper l'équivalent de 1,2 terawatt-heure d'eau en la déversant par l'évacuateur de crue du barrage au cours de l'année précédente, ce qui a occasionné des pertes de production estimées à 175 millions de dollars.

SM-3 a produit 600 mégawatts pendant une période de 12 à 14 mois en 2003 et 2004. En décembre 2004, le mauvais fonctionnement des gicleurs d'huile et des détecteurs a forcé l'arrêt d'un des deux groupes en raison d'une surchauffe.

En novembre 2005, des pièces de métal se sont détachées pendant des tests à haute vitesse d'un groupe turbine-alternateur qui venait d'être remplacé par le fournisseur General Electric. Des travaux ont été effectués au cours de l'hiver 2006 afin de réparer les dommages, mais en mars, le socle du rotor de ce groupe se brise au cours de tests de magnétisation, retardant encore une fois la mise en service.

Les travaux de réparation sont effectués durant l'été 2006 donnant bon espoir à la société d'État d'exploiter la pleine capacité de la centrale dès l'hiver 2006-2007. La mise en service complète de la centrale, dont le coût total est estimé à 2,5 milliards de dollars, n'aura cependant lieu qu'en novembre 2007.

En juillet 2009, Hydro-Québec a détecté un bris de l'alternateur d'un des deux groupes, qui a dû être retiré du service pendant six mois afin d'effectuer les travaux de réparation nécessaires. Le groupe turbine-alternateur a été remis en service en janvier 2010, après que le fournisseur Andritz eut remplacé des pièces d'équipement sous garantie.