Rapport du Comité d'experts mandaté par le Conseil d ...

Montréal, le 2 juillet 1998M. Jacques MénardPrésident du Conseil d’administrationHydro-Québec75, boulevard René-Lévesque OuestMontréal (Québec) H2Z 1A4Objet :Rapport du Comité d’experts mandaté par le Conseil d’administrationd’Hydro-Québec sur la tempête de verglas de janvier 1998Cher monsieur Ménard,Conformément au mandat qui nous a été confié par une résolution de votreComité exécutif en date du 23 janvier 1998, nous sommes heureux de déposerci-joint notre rapport sur divers aspects techniques afférents à la tempête de verglasqui a frappé le sud-ouest du Québec en janvier 1998, et a provoqué des pannesprolongées de courant ayant eu une incidence sur la condition de vie de troismillions de personnes.Comme vous le savez, deux comités ont été formés pour satisfaire auxprescriptions de notre mandat, l’un traitant principalement des questions de transportet répartition et l’autre de distribution. Au total, les membres des comités ainsique du personnel de la division TransÉnergie et de la direction principaleDistribution d’Hydro-Québec se sont réunis à sept reprises, durant la périodecomprise entre le 3 mars et le 5 juin 1998.Les opinions formulées dans le présent rapport s’appuient sur les présentationsadressées aux comités au cours de ces réunions. Par ailleurs, à la demandedu Comité de transport, une présentation spéciale a été réalisée par EnvironnementCanada sur les aspects climatiques de la tempête.

Le présent rapport couvre aussi bien les aspects transport que distributiondu réseau. Nous espérons que les opinions qui y sont formulées pourront vous êtreutiles dans la réalisation de l’amélioration du réseau telle qu’elle a été énoncée parHydro-Québec, de façon à mieux faire face à un événement aussi exceptionnel quela tempête de verglas de janvier 1998, s’il devait jamais se reproduire.Nous vous remercions de nous avoir invités à siéger à ces comités. Nousavons beaucoup apprécié l’excellente collaboration de tous les membres de votrepersonnel dans l’exécution de notre mandat.Nous vous prions d’agréer, cher monsieur Ménard, l’expression de nossentiments distingués.

COMITÉ D’EXPERTS MANDATÉPAR LE CONSEIL D’ADMINISTRATIOND’HYDRO-QUÉBECRAPPORT SUR LATEMPÊTE DE VERGLAS DE JANVIER 1998JUILLET 1998

TABLE DES MATIÈRES1 INTRODUCTION........................................................................................... 12 MANDAT ET MÉTHODE.............................................................................. 23 SOMMAIRE EXÉCUTIF................................................................................ 44 RENSEIGNEMENTS DE BASE .................................................................... 114.1 RÉSEAU D’HYDRO-QUÉBEC............................................................. 114.2 ORGANISMES DE FIABILITÉ............................................................. 134.3 TEMPÊTE DE VERGLAS DE JANVIER 1998 ..................................... 155 ENJEUX ET AVIS.......................................................................................... 165.1 GESTION DU RÉTABLISSEMENT DU SERVICE.............................. 165.2 ASPECTS CLIMATIQUES.................................................................... 185.3 ANALYSE DES AVARIES DE LIGNES............................................... 205.3.1 Généralités.................................................................................... 205.3.2 Lignes de transport........................................................................ 215.3.3 Lignes de distribution.................................................................... 255.4 SÉCURITÉ DU RÉSEAU ...................................................................... 275.5 RENFORCEMENT DU RÉSEAU.......................................................... 295.5.1 Généralités.................................................................................... 295.5.2 Projets approuvés pour le réseau de transport................................ 315.5.3 Projets proposés pour le réseau de transport.................................. 325.5.4 Stratégie de renforcement du réseau de distribution....................... 355.6 RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENT................................................. 375.7 DE LA PRODUCTION AU CLIENT ..................................................... 39i

ANNEXE AANNEXE BANNEXE CANNEXE DANNEXE EMANDATMEMBRES DU COMITÉ ET LEURCURRICULUM VITÆPRATIQUES D’ENTRETIEN EN DISTRIBUTIONCHEZ B. C. HYDROTECHNIQUES ET EXPÉRIENCE DE DÉGLAÇAGECHEZ MANITOBA HYDROENFOUISSEMENT DES LIGNES DE DISTRIBUTIONEN ALLEMAGNEPLANCHE 1PLANCHE 2PLANCHE 3PLANCHE 4PLANCHE 5PLANCHE 6PLANCHE 7PLANCHE 8PLANCHE 9PLANCHE 10RÉSEAU D’HYDRO-QUÉBEC – PRODUCTION ETTRANSPORTRÉSEAU D’HYDRO-QUÉBEC – INDICES DECONTINUITÉINTENSITÉ DE LA TEMPÊTE DE VERGLAS DEJANVIER 1998ÉPAISSEUR RADIALE MAXIMALE DU VERGLASÉTENDUE DES DOMMAGES – TRANSPORTLOCALISATION ET ÉTENDUE DES DOMMAGES DELIGNES – TRANSPORTPLAN DE RÉTABLISSEMENTÉVOLUTION DU RÉTABLISSEMENT DU SERVICERENFORCEMENTS DU RÉSEAU – PROJETS DETRANSPORT APPROUVÉSRENFORCEMENTS DU RÉSEAU – PROJETS DETRANSPORT PROPOSÉS – VERSIONPRÉLIMINAIREii

1 INTRODUCTIONLe 5 janvier 1998, le sud-ouest du Québec était frappé par une tempête de verglasd’une intensité exceptionnelle. Celle-ci a entraîné d’importantes interruptions duservice d’alimentation électrique qui ont affecté plus d’un million de clients et touchéenviron la moitié de la population du Québec. Une semaine après la fin de la tempête,le service était rétabli pour plus des trois quarts de la population touchée et à la fin dejanvier, le rétablissement du service était pratiquement complété.Les dommages matériels ont également été substantiels, plusieurs centaines de lignesde transport, de répartition et de distribution ayant été détruites. On a estimé à unmilliard de dollars le coût de rétablissement et de reconstruction des structuresendommagées et à plus de trois fois ce montant l’ensemble des coûts assumés par lasociété. En raison de l’ampleur des répercussions sociales et économiques, laconclusion s’est rapidement imposée à l’effet que des mesures devaient être adoptéespour s’assurer que des pannes prolongées d’une telle ampleur ne surviendront jamaisplus.Parmi les plus importantes mesures mises en œuvre par Hydro-Québec, mentionnons lamise sur pied d’un programme élaboré de renforcement du réseau de transport, dontplusieurs grands éléments ont déjà été approuvés.Le 21 janvier, Hydro-Québec retenait les services d’un comité d’experts, ci-aprèsnommé le « Comité », pour la conseiller sur divers aspects techniques de la tempête,notamment la pertinence des mesures déjà adoptées ou qui seront proposées dans unavenir prochain. Le présent rapport contient les conclusions du Comité.1

2 MANDAT ET MÉTHODEMandatLes prescriptions du mandat confié au Comité, telles qu’elles sont énoncées dans larésolution du Comité exécutif d’Hydro-Québec, sont les suivantes :• « Fournir des avis sur les paramètres et méthodes utilisés pour établir lescapacités de transit du réseau d’Hydro-Québec ; »• « Fournir des avis sur la conformité du réseau de transport d’Hydro-Québecavec les politiques du North American Electric Reliability Council (NERC) etles critères du Northeast Power Coordinating Council (NPCC) ; »• « Fournir des avis sur les mesures ainsi que sur l’efficience des mesuresenvisagées ou prises par Hydro-Québec pour maximiser les capacités de transitet pour assurer la sécurité d’exploitation de son réseau de transport ainsi quepour satisfaire aux critères du NERC et du NPCC en tenant compte égalementde l’évolution des changements climatiques observés récemment ; »• « Fournir des avis sur les analyses et mesures correctives envisagées ou prises àla suite des événements majeurs ayant touché les réseaux de transport et dedistribution ; »• « Fournir des avis sur les stratégies et les méthodes d’exploitation du réseau detransport compte tenu du niveau de sécurité d’exploitation de réseau désiré ; »• « Fournir un avis sur la gestion du rétablissement du service en situationd’urgence. »On trouvera à l’annexe A un texte plus complet du mandat.2

MéthodeTreize membres ont été réunis pour exécuter le mandat, et cette équipe a été répartieen deux groupes. Un premier groupe de dix membres, qui constituait le Comité detransport, a traité des questions de transport d’énergie et de stabilité du réseau. Unsecond groupe de sept membres, qui constituait le Comité de distribution, a traité desquestions de distribution. Quatre des membres ont siégé aux deux comités. La liste desmembres et leur curriculum vitæ sont présentés à l’annexe B.Les réunions ont duré trois jours chacune, les deux premiers jours étant généralementconsacrés aux présentations et le troisième, aux délibérations et à la rédaction derapports préliminaires par les membres des comités.Au total, sept réunions ont été tenues en cours d’exécution du mandat, à savoir troispar le Comité de transport, trois par le Comité de distribution et une conjointe par cesdeux comités.Lors de ces réunions, toutes les présentations ont été faites par le personnel de ladivision TransÉnergie et de la direction principale Distribution d’Hydro-Québec, saufune sur la climatologie, effectuée par des représentants d’Environnement Canada. Parailleurs, des membres du Comité ont présenté au personnel d’Hydro-Québec desexposés sur les techniques et les méthodes d’entretien de réseau de distribution et dedéglaçage de lignes employées dans l’Ouest canadien, ainsi que sur l’enfouissement desréseaux de distribution en Europe, particulièrement en Allemagne.Toutes les réunions ont été tenues au siège social d’Hydro-Québec à Montréal. Lapremière a eu lieu les 2, 3 et 4 mars 1998 et la dernière, les 3, 4 et 5 juin 1998.3

3 SOMMAIRE EXÉCUTIFLa tempête de verglas de janvier 1998 a été un événement exceptionnel par sonintensité, sa durée et son étendue géographique. Les dommages causés au réseaud’Hydro-Québec ont été d’une ampleur telle que plus d’un million de clients ont étéprivés d’électricité durant plusieurs jours, même jusqu’à trois semaines pour certainsd’entre eux.Le puissant réseau de transport à haute tension d’Hydro-Québec s’étend sur delongues distances. Certaines parties de ce réseau sont situées dans des régionsexposées à des conditions de givre et de verglas intenses. En raison de cetteparticularité, les critères de chargement de glace des lignes construites au cours desvingt-cinq dernières années ont été plus élevés que ceux qui sont prescrits parl’Association canadienne de normalisation (CSA), ayant été rajustés à la hausse à lasuite des dommages subis et de l’expérience acquise.Néanmoins, l’intensité de la récente tempête a dépassé la capacité de chargement deglace des lignes de transport d’Hydro-Québec, endommageant sérieusement un grandnombre d’entre elles. Les dommages causés au réseau de distribution, conçu selon lesnormes de la CSA, ont également été très importants. Le travail de rétablissement, entransport comme en distribution, a exigé un déploiement d’efforts et de ressourceshumaines sans précédent.Immédiatement après la tempête, Hydro-Québec a procédé à un certain nombred’analyses concernant l’épaisseur de glace accumulée et les avaries de lignes, pour lesréseaux de transport et de distribution. Certaines de ces analyses sont en cours deréalisation, notamment celles qui portent sur les avaries de lignes de transport, quel’entreprise prévoit compléter à l’automne 1998.Hydro-Québec étant membre du NPCC, l’un des dix organismes nord-américains quisouscrivent aux politiques du NERC, elle se doit d’analyser la performance électrique4

de son réseau lors de perturbations afin de s’assurer que celui-ci respecte les critères defiabilité de ces organismes. Après la tempête, Hydro-Québec a procédé à une telleanalyse en bonne et due forme.Pour éviter qu’une tempête semblable n’entraîne à nouveau des inconvénients graveset prolongés pour la population, Hydro-Québec a mis en œuvre un vaste programmede renforcement du réseau. Dans le cadre de ce programme, elle a recommandé quecertains projets de renforcement de lignes de transport soient réalisés au cours desdeux prochaines années et proposé que d’autres soient réalisés sur une période dedix ans. Bien qu’aucun projet spécifique de renforcement n’ait été élaboré pour leréseau de distribution, une stratégie ainsi qu’un programme préliminaire de renforcementont été établis. En outre, Hydro-Québec a réévalué les activités pertinentes derecherche et de développement, tant pour le réseau de transport que pour le réseau dedistribution.Le Comité s’est penché sur toutes ces questions durant l’exécution de son mandat etses conclusions se résument comme suit :Gestion du rétablissement du serviceLe Comité a été impressionné par l’efficacité de l’organisation mise en place en si peude temps pour faire face à un événement d’une telle ampleur. Le personnel a faitpreuve de conscience professionnelle, de créativité et d’attention à l’égard des clients.Les stratégies de rétablissement du service ont été adéquatement adaptées auxexigences de la situation. Le Comité tient à souligner particulièrement l’excellent bilanenregistré en matière de sécurité au travail pendant le rétablissement du service.Aspects climatiquesHydro-Québec et Environnement Canada ont fourni au Comité des informations sur lesaspects climatiques de la tempête. Ces deux sources s’entendent pour affirmer que latempête de verglas de janvier a été un phénomène exceptionnel et un événement rare.5

Le Comité reconnaît les caractéristiques spéciales du programme de collecte dedonnées sur l’accumulation de glace d’Hydro-Québec, qui est appuyé par des observationssur les dommages aux arbres. Unique en son genre, ce programme a produitjusqu’à présent 23 années de relevés. Le Comité est également conscient qu’Hydro-Québec a dû déployer des efforts particuliers pour assurer la collecte de donnéespertinentes durant la tempête. Le Comité considère toutefois que la précision et laquantité de ces données sont insuffisantes pour établir la période de récurrence d’unetelle tempête.En ce qui concerne les cartes d’isolignes tracées d’après les données sur lesaccumulations de glace pouvant être utilisées pour la conception des lignes, Hydro-Québec a formulé une mise en garde quant à l’interprétation à leur donner. Le Comitéest entièrement d’accord avec cet avertissement.Le Comité appuie fortement le maintien du programme de collecte de données surl’accumulation de glace. Il est toutefois d’avis qu’il est nécessaire d’accorder une plusgrande attention à la fiabilité des méthodes de mesure ainsi qu’aux modèles servant àconvertir les données d’accumulation de glace en épaisseur radiale. Il est égalementd’avis qu’un système d’alerte de tempête de verglas ou de givre devrait être mis enplace.Analyse des avaries de lignesAu lendemain de la tempête, Hydro-Québec a entrepris un certain nombre d’analysesd’avaries subies par les lignes. Les méthodes présentées autant par la divisionTransÉnergie que par la direction principale Distribution sont judicieuses. En distribution,ce travail est terminé ; en transport, seuls quelques cas d’avaries de lignes ontété analysés. Puisque les futures lignes doivent être conçues en fonction des résultatsde ces analyses, il est recommandé que ce travail soit terminé dans les meilleurs délais.6

Comme point de départ de l’analyse des avaries de lignes de transport, on a examiné laperformance de ces lignes au cours des quarante dernières années. Cet examen amontré qu’avant 1998, sauf pour les lignes en provenance des complexes Manic-Outardes et Churchill, les ouvrages ont bien résisté au cours des ans. Bien quel’analyse en cours sur les avaries des lignes de transport durant la tempête soit loind’être terminée, d’après les renseignements disponibles à ce jour, le Comité est d’avisque, règle générale, les lignes se sont comportées comme il était prévisible dans le casd’une telle tempête. Dans la suite de l’analyse, il sera important d’accorder uneattention particulière aux tronçons de lignes qui ont pu avoir une performance inférieureà ce qui était prévu. Par ailleurs, puisque certaines lignes peuvent avoir subi descontraintes excessives, il sera également important de vérifier l’intégrité structurale detoutes les lignes qui ont résisté à la tempête.Dans le cas des lignes de distribution, le Comité est d’avis que l’analyse des avaries aété rapide et approfondie. Cette analyse a permis de conclure que la plupart desinstallations de distribution se sont comportées comme il était prévisible dans le casd’une telle tempête. Le Comité souscrit à cette conclusion. Il note également que, danscertains cas, les installations n’ont pas été construites conformément aux devistechniques.Sécurité du réseauLe Comité est d’avis qu’Hydro-Québec s’est conformée aux politiques du NERC etaux critères du NPCC. Tout au long de la tempête de verglas, la sécurité du réseau aété préservée dans la zone non touchée, aussi bien lors du déclenchement automatiquedes systèmes de protection causé par les avaries que pendant le rétablissement duservice. Cette sécurité a été assurée de façon globale, continue et systématique, àquelques exceptions mineures près. De plus, appréhendant des avaries d’installations,Hydro-Québec a adopté des mesures préventives exceptionnelles et modifié sonexploitation, de manière à maintenir l’intégrité de son réseau en cas de perte simultanéede plusieurs lignes. Dans la mise en œuvre de ces mesures, des limites appropriées et7

prudentes quant à la capacité de transit des corridors critiques ont été rigoureusementappliquées et par conséquent, l’intégrité de l’ensemble du réseau n’a jamais été mise endanger.Renforcement du réseauLe Comité est d’accord avec la conclusion d’Hydro-Québec quant à la nécessitéd’adopter des mesures appropriées pour s’assurer que des interruptions de serviceprolongées de l’ampleur connue au cours de cette tempête ne surviendront plus jamais.Les avis du Comité à ce sujet touchent trois domaines distincts : les projets detransport approuvés, les projets de transport proposés et les stratégies projetées pourrenforcer le réseau de distribution.Projets de transport approuvésLe Comité est d’accord avec la stratégie établie de renforcer et de diversifierl’alimentation des centres stratégiques de distribution, et d’améliorer ainsi lacontinuité du service pour les charges essentielles. De l’avis du Comité, nonseulement les projets approuvés et à réaliser au cours des deux prochainesannées amélioreront la fiabilité de l’exploitation courante du réseau, mais ilsconstituent aussi des renforcements essentiels qui représenteront déjà uneamélioration substantielle s’il fallait affronter une tempête de verglascomparable à celle de janvier 1998. Cela est particulièrement vrai dans le casdes boucles du centre-ville de Montréal et de la Montérégie.Projets de transport proposésÀ la suite de la tempête, Hydro-Québec a également proposé un certain nombrede projets qui doivent être réalisés au cours des dix prochaines années.Le plus important d’entre eux consiste à créer un ensemble de lignesstratégiques, renforcées en vue d’assurer davantage l’alimentation des charges8

essentielles, même en cas d’événements extrêmement peu probables comme larécente tempête de verglas. Tout en jugeant cette approche judicieuse, leComité recommande néanmoins de procéder avec prudence, étant donné queles incertitudes qui entourent la faisabilité d’améliorer de façon pratique larobustesse mécanique des lignes existantes pourraient compromettre la justificationéconomique de tels renforcements. Les résultats potentiels d’activitésprometteuses en R et D doivent également inciter à procéder avec prudence.Pour les lignes à 120 kV ou moins, le Comité recommande que les techniquesde déglaçage éprouvées soient rapidement adaptées au réseau d’Hydro-Québec.Par ailleurs, le Comité est d’avis que, parmi les projets proposés, l’intégrationde la centrale de Beauharnois à la région montréalaise ait la même priorité quela boucle montérégienne et, par conséquent, figure parmi les projets approuvés.Bien que l’enfouissement des lignes de transport à haute tension résoudrait leproblème de glace, le coût d’une telle solution serait prohibitif. De plus, lafaisabilité technique d’un tel enfouissement sur de longues distances reste àétablir.Stratégies de renforcement des lignes de distributionBien qu’aucun projet spécifique n’ait été élaboré à ce jour pour renforcer leréseau de distribution, une stratégie visant à prioriser les charges essentielles etun programme préliminaire de renforcement des lignes de distribution dans lesrégions exposées aux accumulations de glace ont été établis. En plus d’appuyercette stratégie, le Comité convient que les éléments suivants doivent êtreexaminés : enfouissement d’éléments du réseau, utilisation de génératricesmobiles, emploi de techniques de déglaçage et rétablissement rapide du service.Puisqu’il est non seulement possible, mais aussi réaliste d’envisager9

d’importantes réductions des coûts actualisés d’enfouissement, le Comité estégalement d’avis que l’enfouissement du réseau de distribution électrique doitêtre favorisé là où les clients et les municipalités consentent à en partager lescoûts additionnels.Comme mesure immédiate pour améliorer la fiabilité générale du réseau dedistribution, le Comité considère que les programmes d’entretien et de contrôlede la qualité doivent être améliorés. En matière de contrôle de la qualité, lesaméliorations doivent viser à garantir que les travaux de construction sonteffectués conformément aux devis techniques. Pour ce qui est du programmed’entretien, il devrait comporter comme éléments essentiels le redressement despoteaux ainsi que la vérification de la qualité des fondations et des ancrages.Enfin, puisque la maîtrise de la végétation s’est avérée cruciale lorsqu’il s’agitd’assurer la bonne performance du réseau, particulièrement en milieu urbain,cette activité doit être poursuivie activement.Recherche et développementMalgré que plusieurs activités intéressantes de R et D reliées à la tempête de verglasfigurent aux programmes de transport et de distribution, le Comité est d’avis qu’il vautmieux cibler ces activités sur des aspects d’application plus immédiate, notamment lessuivantes : le déglaçage des lignes, l’enfouissement des lignes de distribution, lesdispositifs anti-chute en cascade, les dispositifs d’absorption d’énergie mécanique ainsique la résolution du dilemme que posent les câbles de garde. Le Comité recommandequ’un programme de R et D plus agressif soit élaboré, que sa mise en œuvre soitaccélérée pour couvrir ces questions, et que les ressources nécessaires y soientallouées.10

De la production au clientConformément à l’opinion exprimée par Hydro-Québec, l’une des leçons à tirer de latempête est la nécessité d’améliorer la coordination entre le personnel de transport etcelui de distribution. De l’avis du Comité, non seulement une telle coordination doitelleêtre améliorée en vue de mieux affronter les situations d’urgence, mais unecoordination étroite doit aussi être établie sur une base quotidienne, particulièrementen ce qui concerne les projets de renforcement et les activités de R et D. Une tellecoordination permettrait non seulement d’élaborer les solutions optimales, mais aussid’équilibrer judicieusement les investissements. En d’autres termes, une approcheglobale doit être adoptée pour assurer la coordination de toutes les activités depuis laproduction jusqu’au client, ce qui n’est pas encore tout à fait le cas à Hydro-Québec. Ilest clair qu’il ne suffit pas de renforcer le réseau de transport principal pour améliorerla fiabilité du service aux clients. C’est pourquoi le Comité recommande d’envisagersérieusement la formation d’un groupe de travail interne sur l’optimisation desinvestissements prévus à des fins de renforcement dans les futurs projets et de mettreen œuvre une méthode conjointe de gestion des risques en transport et en distribution.4 RENSEIGNEMENTS DE BASE4.1 RÉSEAU D’HYDRO-QUÉBECProductionLe parc de production d’Hydro-Québec compte 49 centrales hydroélectriques et29 centrales thermiques ayant une puissance installée totale de 31 400 MW. Plusde 93 % de cette puissance installée est d’origine hydraulique et plus des deux tiers del’électricité livrée par Hydro-Québec provient de centrales situées à quelque millekilomètres des centres de consommation. Actuellement en construction, la centralehydroélectrique de la Sainte-Marguerite-3, d’une puissance de 880 MW, sera mise enservice en 2001.11

Outre les centrales de son parc de production, Hydro-Québec dispose également de lamajeure partie de la production de la centrale des Churchill Falls, dont la puissance estde 5 400 MW.TransportTransÉnergie, la division d’Hydro-Québec responsable du transport de l’électricité,gère un réseau de transport long de plus de 32 000 kilomètres.Cinq lignes transportent l’énergie produite par les centrales de Churchill Falls et ducomplexe Manic-Outardes. Six autres lignes acheminent l’énergie du complexe LaGrande vers les centres de consommation. Une douzième ligne, à courant continu, reliela Baie James au sud-est du Québec et à la région de Boston. Le réseau compte aussiune ligne à 765 kV entre le poste de Châteauguay, près de Montréal, et le posteMassena, dans l’État de New York.Les grands axes du réseau de transport aboutissent à la boucle métropolitaine, unensemble de lignes à 735 kV qui ceinture complètement la grande région de Montréal.Le réseau de transport compte également plus de 500 postes qui servent à répartirl’électricité et à alimenter le réseau de distribution et les charges industrielles.Le réseau de télécommunications d’Hydro-Québec assure la téléprotection des ligneset des appareillages ainsi que la télécommande des postes et le contrôle du réseau. Leréseau de production et de transport d’Hydro-Québec est présenté à la planche 1.DistributionLe réseau de distribution d’Hydro-Québec compte plus de 3 000 lignes ayant unelongueur totale de près de 100 000 kilomètres. Il s’agit d’un réseau aérien à plusde 90 %. Environ 70 % des poteaux sont utilisés conjointement avec d’autresentreprises de services publics.12

Les quelque 9 000 kilomètres du réseau de distribution souterrain sont concentrés dansdes zones urbaines à forte densité de clientèle.Dans certains secteurs résidentiels, le réseau de distribution a été enfoui et les coûtsadditionnels qui en résultaient ont été partagés avec les municipalités et les promoteursde projets immobiliers.Comme pour le transport, la performance du réseau de distribution est mesurée grâce àun indice de continuité exprimé en nombre d’heures d’interruption de service par clientpar année. L’indice de continuité combiné transport et distribution d’Hydro-Québecs’est amélioré de façon continuelle et marquée au cours des dernières années, chutantd’environ 9 heures en 1980 à environ 3,7 heures en 1996. La planche 2 présente sousforme de graphique la comparaison entre l’indice combiné de continuité des réseaux detransport et de distribution d’Hydro-Québec et celui des autres entreprises canadiennesd’électricité, d’après la compilation de l’Association canadienne de l’électricité.Hydro-Québec est cofondatrice du groupe E7, un organisme international qui réunitsept des plus grandes entreprises d’électricité du monde dans le but de les amener àcoopérer entre elles et à s’intéresser activement aux questions environnementales,principalement au réchauffement de la planète. Le groupe E7 a été créé en 1991. Sapremière réunion officielle a eu lieu en 1992, et elle était présidée par Hydro-Québec.4.2 ORGANISMES DE FIABILITÉLe Northeast Power Coordinating Council (NPCC) est un organisme régional quiveille à la fiabilité électrique et qui a été formé peu après la panne survenue dans lenord-est de l’Amérique du Nord en 1965. C’est un organisme à participationvolontaire et sans but lucratif dont les membres représentent des services publics, desentreprises d’électricité privées ou gouvernementales, des producteurs indépendantsainsi que des courtiers en énergie.13

Le NPCC couvre plus de 2 millions de kilomètres carrés et compte parmi ses membresdes entreprises d’électricité de l’État de New York, des six États de la Nouvelle-Angleterre de même que des provinces suivantes : Ontario, Québec, Nouveau-Brunswick, Nouvelle-Écosse et Île-du-Prince-Édouard. Il dessert environ 20 millionsde clients et touche ainsi une population de 50 millions de personnes.Le NPCC a pour but de promouvoir la fiabilité et l’efficacité du service d’alimentationélectrique auprès de ses membres, dont les réseaux de transport principaux sontinterconnectés, en renforçant la coordination tant à l’étape de la conception qu’à cellede l’exploitation des réseaux. Le NPCC exige que les réseaux principaux soient conçuset exploités selon un taux de fiabilité tel qu’aucun événement fortuit raisonnablementprévisible n’entraîne la perte ou la séparation involontaire d’une partie importante duréseau.La méthode appliquée par le NPCC pour assurer la fiabilité du réseau principal consisteà exiger que celui-ci soit conçu et exploité de manière à résister aux éventualitésspécifiées dans les critères qu’il a lui-même établis. Dans l’analyse des simulations deces éventualités, il faut évaluer la possibilité de pannes propagées en cascadeattribuables à une surcharge, à de l’instabilité ou à un effondrement de tension. Laperte de petites parties d’un réseau, par exemple des parties radiales, peut être toléréeà la condition qu’elle ne mette pas en danger la fiabilité du réseau principal.Chaque région du NPCC, à savoir les Maritimes, la Nouvelle-Angleterre, l’État deNew York, l’Ontario et le Québec, doit garantir que sa partie du réseau principal estconçue et exploitée conformément à ces critères.Le North American Electric Reliability Council (NERC) a été créé en 1968. Sa missionconsiste à promouvoir la fiabilité de l’alimentation électrique en Amérique du Nord. Ils’agit également d’un organisme sans but lucratif appartenant à dix organismesrégionaux, dont le NPCC. Les membres du NERC proviennent des différents secteurs14

de l’industrie électrique et ils regroupent presque tous les producteurs d’électricité desÉtats-Unis, du Canada et d’une partie du nord du Mexique.4.3 TEMPÊTE DE VERGLAS DE JANVIER 1998L’intensité de la tempête est illustrée à la planche 3. Elle s’est étendue à une zoneexceptionnellement vaste, soit sur une distance de 1 000 kilomètres entre l’Ontario etles Maritimes. Les régions touchées ont été l’Ontario, le Québec, le Nouveau-Brunswick, la Nouvelle-Écosse, le Maine, le New Hampshire, l’État de New York et leVermont. Parmi toutes ces régions, le sud-ouest du Québec a été de loin le plusdurement touché. L’accumulation de verglas la plus importante s’est produite dans lesrégions de Montréal et de la Montérégie. La planche 4 représente l’intensité de latempête telle qu’elle a été interprétée par Hydro-Québec et exprimée en épaisseurradiale maximale de verglas sur un conducteur, au plus fort de la tempête.Cette tempête s’est déplacée en direction est, causant de nombreux dommages sur sonpassage ainsi que d’importantes perturbations et interruptions de tous genres. Letableau suivant indique le nombre de lignes et de structures endommagées selon lesrenseignements fournis par Hydro-Québec.Niveau de tension(kV)TransportNombre de lignesendommagéesNombre de structureseffondrées735 10 150315 12 60230 13 300120 67 1 10049 14 1 500DistributionTotal 116 3 11025 350 16 00015

Les planches 5 et 6 présentent l’étendue et l’emplacement des dommages subis dans larégion de Montréal et dans les régions environnantes. Au plus fort de la tempête, laperte de charge totale atteignait environ 9 millions de kilowatts. Le graphique de laplanche 8 présente l’évolution du rétablissement du service aux clients après latempête.5 ENJEUX ET AVIS5.1 GESTION DU RÉTABLISSEMENT DU SERVICEAvant janvier 1998, Hydro-Québec a toujours eu un plan d’urgence et de rétablissementdu service qui, en raison de la gravité de la récente tempête de verglas, a dûêtre adapté à cette situation exceptionnelle. Cela a été fait promptement et avec unsuccès notable. La principale structure organisationnelle du plan modifié a étéprésentée au Comité. Ce dernier a également obtenu des exemples précis de deuxprocessus, à savoir le rétablissement du service dans une grande région géographiqueet la remise en état d’un grand tronçon d’une ligne de transport. Ces exemples ontfourni au Comité un bon aperçu de l’efficacité de ce plan.Les procédures prévues dans le plan sont bien documentées sous la forme de directivesofficielles sur un certain nombre de sujets précis. De telles procédures sont réviséeschaque année et indiquent clairement la circulation de l’information, les responsabilitésdes personnes et des groupes ainsi que la hiérarchie de commandement. Le plan derétablissement du service mis en œuvre durant la tempête s’est avéré judicieux et a bienservi l’entreprise dans ces circonstances hors de l’ordinaire. Le plan de gestion durétablissement figure à la planche 7.Les responsables du rétablissement du service ont dû assurer de nombreuses fonctionslogistiques complexes dans des conditions très difficiles, entre autres, coordonner etgérer un grand nombre d’employés d’Hydro-Québec ainsi que du personnel d’autresservices publics et des militaires, en plus d’assurer la disponibilité d’une grande16

quantité d’équipements et de matériel. Par ailleurs, ces responsables ont dû constammentveiller à assurer la sécurité du public et des employés, qui constituait un enjeucritique.Le Comité a été impressionné par l’organisation efficace mise en place en si peu detemps devant un événement aussi grave. Les priorités ont été bien coordonnées avec laHaute direction grâce à des séances d’information régulières. Les employés ont faitpreuve de conscience professionnelle, de créativité et d’attention à l’égard des clients.Les stratégies de rétablissement du service ont été adéquatement adaptées auxexigences de la situation. Le Comité tient à souligner particulièrement l’excellent bilanenregistré en matière de sécurité au travail pendant le rétablissement du service.Le Comité appuie sans réserve la proposition de procéder à des exercices plus poussésdans un effort constant pour améliorer le plan d’urgence. À cette fin, les élémentssuivants devraient être pris en considération :• La Haute direction devrait participer à l’élaboration du plan d’urgence et auxexercices d’application de celui-ci. Le rôle de chaque participant au plan devraitêtre bien énoncé, compris et coordonné, tant à l’interne qu’avec les organismesextérieurs.• Les exercices envisagés devraient simuler des événements graves comme destempêtes de verglas et devraient faire appel à toutes les unités et à tout lepersonnel concernés, notamment : cadres supérieurs, communications extérieures,distribution et tous les centres d’exploitation. Les exercices devraientviser à vérifier, entre autres aspects, l’efficacité des systèmes de télécommunicationet la logistique connexe. Par ailleurs, de meilleurs moyensinformatiques pourraient améliorer l’efficacité du processus de rétablissementdu service.17

• Les entreprises de services publics californiennes, particulièrement exposées àdes catastrophes telles que des tremblements de terre, pourraient fournir deprécieux renseignements pour simuler des mesures d’urgence. Ces entreprisesprocèdent à des exercices d’urgence poussés auxquels participent les responsablesconcernés des villes, de l’État et du gouvernement fédéral.• Le Comité est d’accord qu’il faut des cartes plus détaillées indiquant l’emplacementdes postes et des lignes par rapport aux centres géographiques deconsommation.• Le Comité reconnaît la nécessité de pouvoir ajuster les limites thermiques enurgence de l’équipement en fonction de la météo et d’autres facteurs.5.2 ASPECTS CLIMATIQUESLa tempête de verglas a soulevé plusieurs questions relatives aux aspects climatiques,notamment la collecte des données historiques sur l’accumulation de glace, la fiabilitédes instruments de mesure, les modèles employés pour convertir les données surl’accumulation de glace en épaisseur radiale, la technique de production des cartesd’isolignes et l’applicabilité de ces données à la conception des lignes.Les renseignements sur l’aspect climatique de la tempête de janvier 1998 ont étéfournis aussi bien par Hydro-Québec que par Environnement Canada. Ces deuxsources s’entendent pour affirmer que la tempête de verglas de janvier a été unphénomène exceptionnel par son intensité, sa durée et son étendue géographique.Le Comité reconnaît les caractéristiques spéciales du programme de collecte dedonnées sur l’accumulation de glace d’Hydro-Québec, qui est appuyé par desobservations sur les dommages aux arbres. Unique en son genre, ce programme aproduit jusqu’ici 23 années de relevés à partir de quelque cinquante stations météorologiquesréparties sur le territoire québécois. Le Comité reconnaît qu’Hydro-Québec a18

dû déployer des efforts particuliers pour assurer la collecte de données durant latempête.Le Comité recommande fortement le maintien du programme de collecte de donnéessur le givre et le verglas. Cependant, il est d’avis qu’il faut consacrer plus d’efforts àaméliorer les techniques de mesure et de traitement des données ainsi que les méthodesde modélisation, en particulier celles qui ont trait à la corrélation entre les mesures ausol et les valeurs réelles observées sur les lignes de transport. Ce programme devraitégalement comprendre la mise en place d’un système d’alerte de tempête de givre et deverglas.Les données d’Hydro-Québec et d’Environnement Canada sont de nature différente.Tandis que les mesures d’Hydro-Québec sont converties en épaisseur équivalente deglace radiale, les mesures d’Environnement Canada sont exprimées en précipitationliquide équivalente. Bien que les renseignements provenant de ces deux sources soientcohérents pour ce qui est de la localisation et de la configuration de la tempête, cesdeux ensembles de données sont difficiles à concilier pour ce qui est de l’épaisseur deglace. Le Comité remarque également qu’il semble exister des différences significativesdans les prévisions d’accumulation de glace établies par Environnement Canada et parHydro-Québec. Celle-ci, plus prudente, prévoit des accumulations de glacesupérieures.Les cartes d’isolignes dressées par Hydro-Québec pour la récente tempête représententles épaisseurs radiales maximales de glace établies grâce aux mesures prises sur leterrain, aux données provenant des stations météorologiques et à la reconnaissanceaérienne des dommages subis par les arbres. Ces renseignements figurent sur lesplanches 4 et 6. Bien que cette méthode ait été valable dans les circonstances, il estclair que, ces mesures étant imparfaites et clairsemées, les isolignes résultantes sur cescartes ne peuvent être qu’indicatives de l’intensité relative de la tempête. Le Comité estd’accord avec l’affirmation d’Hydro-Québec selon laquelle les isolignes figurant sur19

ces cartes ne doivent être utilisées à des fins de conception que si elles sontinterprétées correctement.Pour ce qui est des cartes indiquant l’accumulation de glace en fonction de certainespériodes de récurrence, les isolignes identifient quelques zones restreintes à forteaccumulation de glace. Il convient de souligner que ces zones peuvent varier enétendue et se déplacer le long de la vallée du Saint-Laurent selon les aléas destempêtes. Le Comité considère que l’exactitude de telles cartes d’isolignes est limitéeet qu’elles ne doivent être utilisées pour la conception de lignes que si elles sontcorrectement interprétées, tel que mentionné ci-dessus pour la tempête de janvier.Étant donné l’inexactitude et le nombre limité des mesures de l’épaisseur radiale deglace, tel que mentionné précédemment, le Comité est d’avis que les donnéesexistantes ne permettent pas d’établir à 500 ans la période de récurrence de la tempêtede janvier 1998.5.3 ANALYSE DES AVARIES DE LIGNES5.3.1 GénéralitésLa division TransÉnergie et la direction principale Distribution ont effectué desanalyses distinctes sur les avaries de lignes de leur réseau respectif. Les méthodesprésentées par les deux groupes sont judicieuses. Le Comité est d’avis qu’il y auraitbeaucoup à apprendre en comparant les résultats des analyses des avaries en transportet en distribution ainsi que les conclusions qui en découlent, particulièrement en ce quia trait aux facteurs communs comme la vitesse et la direction du vent et la formationde glace sur les structures.20

5.3.2 Lignes de transportÉtant donné que l’analyse des avaries de lignes de transport est en cours et ne sera pasterminée avant l’automne 1998, seuls quelques cas ont été soumis au Comité. Malgréque tous les résultats de cette analyse ne soient pas encore disponibles, on peut tirercertaines conclusions du comportement des lignes. À cette fin, les lignes d’Hydro-Québec ont été réparties en quatre catégories : vieilles lignes, lignes Manic-Churchill,lignes récentes et lignes sur poteaux en bois. Leur comportement peut se résumercomme suit :Vieilles lignesCette catégorie comprend les lignes sur pylônes d’acier construites avant 1974et conçues selon la norme CSA de l’époque. D’après les calculs effectués parHydro-Québec en fonction des configurations réelles, ces lignes pourraientgénéralement supporter une charge limite théorique équivalant à 35 mm deglace radiale selon leur facteur d’utilisation. La résistance de ces lignes peutégalement diminuer avec le temps en raison de l’usure et du vieillissement,particulièrement dans le cas des isolateurs et des accessoires. Ces lignes sont enservice depuis près de quarante ans en moyenne, et avant 1998, leurperformance s’est avérée bonne, sauf pour deux avaries mineures.Durant la tempête de 1998, les vieilles lignes des zones touchées ont subid’importants dommages. Les facteurs dominants semblent avoir été lessuivants : les avaries des isolateurs et des accessoires, les problèmes relatifs auxconducteurs et aux câbles de garde ainsi que les avaries se propageant auxstructures voisines – à quelque 80 pylônes dans un cas.Étant donné que la charge de glace de 1998 dépassait de beaucoup les chargesde conception des vieilles lignes, les dommages subis étaient inévitables. Lesproblèmes se sont multipliés en l’absence de pylônes anti-chute en cascade21

conçus pour pleine charge et en raison du vieillissement des isolateurs et desaccessoires. Il convient de souligner que, même si les critères de conception ontété rajustés à la hausse en 1974, aucune de ces vieilles lignes n’a été renforcéepour respecter les nouveaux critères, mesure jugée – avec raison – non rentableà l’époque.Lignes Manic-ChurchillLes lignes à 735 kV Manic-Churchill sont également de vieilles lignes surpylônes en acier, mais leurs tronçons qui longent la rive nord du Saint-Laurentconstituent une catégorie à part, puisqu’ils sont situés dans une zoneparticulièrement exposée au givre. Bien que ces lignes se trouvent hors de lazone touchée par la tempête de 1998, elles permettent de mieux comprendre lecomportement des lignes. Ces lignes sont en service depuis près de trente ansen moyenne.Le givre a causé des problèmes récurrents sur les lignes Manic-Churchill. En1969, une importante avarie a entraîné la perte de trente pylônes dans la régionde Charlevoix. En 1973, une autre avarie a entraîné la perte de trente-deuxpylônes près de Rivière-Pentecôte. À la suite de ces deux avaries, d’importantstronçons des lignes Churchill non encore construits ont été modifiés en fonctiond’un critère supérieur. Depuis lors, exception faite de deux pannes prolongéescausées par le givrage des câbles de garde, la performance de ces lignes a étéacceptable.Lignes récentesCette catégorie comprend les lignes sur pylônes en acier construites après1974, après les avaries importantes subies en 1969 et en 1973 mentionnées cidessus.Hydro-Québec a alors décidé de revoir entièrement les critères deconception de ses lignes pour l’ensemble du Québec. Des études climatologiquespoussées, conjuguées à une optimisation du coût des lignes, se sont22

traduites par une augmentation marquée des capacités de résistance auxchargements de glace pour toutes les lignes situées dans la vallée du Saint-Laurent. Cette capacité a été augmentée de 35 à 45 mm de glace radiale. Deplus, des mesures ont été prises pour obtenir une conception mieux équilibréeet ajouter des pylônes anti-chute en cascade capables de résister aux chargesmaximales. La plupart des lignes construites après 1976 comportent cesaméliorations.La performance des lignes récentes était excellente avant la tempête de 1998.Durant la tempête, certaines de ces lignes ont même semblé présenter uncomportement supérieur aux prévisions, l’une d’entre elles ayant remarquablementrésisté à la tempête dans la zone de la plus forte accumulation de glace,sans aucun dommage à ses pylônes. Lorsqu’il y a eu des dommages, leurétendue s’est limitée à quelques pylônes, exception faite de la ligneBoucherville – Saint-Césaire, qui a subi de nombreux effondrements.Lignes sur poteaux en boisBeaucoup d’entreprises d’électricité ont recours aux poteaux en bois pour leurslignes de répartition, parce qu’ils sont économiques. Ces lignes se caractérisentpar une grande disparité de leur résistance et sont exposées à des avaries encascade en raison de leur résistance longitudinale limitée. Durant la tempête,ces lignes ont subi d’importantes avaries dans les zones affectées, touchantparfois la totalité des structures là où l’accumulation de glace a été la plusimportante. En règle générale, leur comportement a été conforme auxprévisions.Même si l’analyse des avaries du réseau de transport n’est pas terminée, le Comité esten mesure d’émettre les avis préliminaires suivants sur la base des renseignementsprésentés et de l’évaluation qu’il a faite de la performance antérieure des lignes. Cesavis devront toutefois être confirmés une fois l’analyse des avaries terminée.23

• Les vieilles lignes sur pylônes en acier ont subi des avaries attribuables au faitqu’elles ont été conçues pour supporter des charges de glace bien inférieures àcelles qui ont été enregistrées pendant la tempête. Cependant, en dépit de leurâge, ces lignes devraient pouvoir encore offrir un service satisfaisant danstoutes les conditions climatiques, sauf les conditions extrêmes.• Les lignes récentes ont généralement eu un comportement conforme à leurscritères de conception et, dans certains cas, supérieur aux prévisions dans lazone de plus forte accumulation de glace. Ce fait devrait être pris en considérationdans l’interprétation des isolignes lors de la conception de futures lignes.• Étant donné que la conception des futures lignes doit tenir compte des résultatsde l’analyse des avaries, ce travail devrait être terminé dans les plus brefs délais.Ce faisant, il serait important qu’on accorde une attention particulière auxtronçons qui auraient pu avoir un comportement inférieur aux prévisions. Parailleurs, comme certaines lignes ont pu subir des contraintes excessives, il seraitégalement important qu’on vérifie l’intégrité structurale de tous les tronçonsayant résisté à la tempête.• Étant donné qu’une inspection de routine peut ne pas être suffisante pourfournir les renseignements requis sur la résistance résiduelle des lignes,Hydro-Québec devrait envisager un programme spécial d’inspection enprofondeur pour toutes les lignes touchées par la tempête et pour toutes lesautres lignes qui ont quarante ans et plus. Une telle inspection devraitcomporter des essais de chargement in situ ou toute autre technique permettantd’évaluer adéquatement l’intégrité des isolateurs, des accessoires et desconducteurs et de déceler la déformation permanente des membrures en acier.• À ce jour, l’analyse a permis d’établir que les câbles de garde continuent d’êtreune source importante de pannes. Par ailleurs, l’absence de pylônes anti-chuteen cascade capables de résister aux charges maximales ou encore de dispositifs24

d’absorption d’énergie mécanique expose les lignes à des dommagesimportants. Ces questions devraient donc être examinées dans les plus brefsdélais.5.3.3 Lignes de distributionLe Comité estime que les efforts intenses de collecte des données sur le terrain etl’analyse statistique effectuée par la direction principale Distribution en vue d’évaluerles installations qui ont subi des dommages ou qui ont résisté durant la tempête sontdignes de mention. La méthode employée était complète, empreinte de créativité etconstituait une bonne base sur laquelle tirer des conclusions sur le comportement desinstallations de distribution. Outre la collecte des données sur le terrain, la méthode acomporté, pour en vérifier la cohérence, une comparaison avec le systèmed’information sur l’approvisionnement et un calcul théorique de la résistance despoteaux. Lors des présentations, les dommages ont été décrits en fonction de la portée,de l’âge des poteaux, de la direction et de la vitesse du vent ainsi que de la chargesupportée par les conducteurs et les câbles de télécommunication.Dans plusieurs cas, la direction principale Distribution n’a pas été en mesure d’établirsi les installations avaient été construites conformément aux devis techniques, faute derelevés « tels que construits ». Il est clair cependant que dans certains cas, laconstruction n’a pas été conforme aux devis. C’est pourquoi le Comité est entièrementd’accord avec l’intention de la direction principale Distribution de mettre sur pied unprogramme complet visant à documenter les relevés d’entretien et de construction.Un membre du Comité a fait une présentation au personnel d’Hydro-Québec sur lespratiques d’entretien des lignes de distribution de B. C. Hydro. Le résumé de cetteprésentation figure à l’annexe C.Tous les poteaux de distribution sont conçus selon les normes de la CSA et pourl’usage en commun des entreprises de services publics d’électricité et de télécommu-25

nication. Il en résulte inévitablement que certains poteaux comportent un facteur desécurité supérieur à d’autres, compte tenu de leur utilisation. Il n’est donc pas étonnantque l’analyse des avaries révèle que les poteaux endommagés ont eu le comportementprévu, selon leur capacité de chargement de glace combinée à leur utilisation. Lesconclusions de la direction principale Distribution confirment que la classe despoteaux, la portée, le nombre et la taille des installations de télécommunication, lehaubanage et la résistance des traverses sont tous des facteurs essentiels pour laprévision du comportement d’un réseau de distribution pendant des tempêtes deverglas.Le Comité convient de l’importance de la verticalité des poteaux et de sa contributionà l’intégrité structurale des ouvrages. Le redressement des poteaux devrait donc fairepartie d’un programme régulier d’entretien, tout comme il devrait constituer unélément important de tout programme d’amélioration.La direction principale Distribution a également présenté un échantillon de données surles dommages aux poteaux qui laisse supposer que ceux-ci ont subi des avariesindépendamment de l’orientation de la ligne. Puisque ces conclusions peuvent ne pasconcorder avec celles de la division TransÉnergie, les deux résultats devront êtreconciliés.Comme dans le cas des lignes de transport, certaines structures du réseau de distributionqui ont résisté à la tempête peuvent avoir subi des contraintes excessives. C’estpourquoi les programmes d’inspection courants devraient cibler les éléments du réseaude distribution qui ont résisté afin d’en vérifier l’intégrité.L’analyse effectuée par la direction principale Distribution a permis d’établir qu’endépit d’un facteur de sécurité plus élevé, du fait que les portées sont plus courtes surles lignes de distribution en zone urbaine, un nombre disproportionné d’avaries ont étécausées par les arbres. Cela montre à quel point le programme de maîtrise de lavégétation en zone urbaine est crucial.26

5.4 SÉCURITÉ DU RÉSEAULes politiques du NERC et les critères du NPCC visent à promouvoir la fiabilité etl’efficacité du service électrique dans les principaux réseaux de transport. Hydro-Québec souscrit à ces politiques et à ces critères, et elle les dépasse même lorsqu’ellejuge que cela est nécessaire pour assurer la sécurité régionale. Durant la tempête, cescritères de sécurité se sont traduits pour Hydro-Québec par des mesures visant àpréserver l’intégrité des tronçons non touchés de son réseau de transport, tout en ayantréduit les répercussions pour les clients affectés.Malgré que la tempête de verglas ait posé un défi extraordinaire, la sécurité du réseau aété préservée en tout temps dans la région non touchée, aussi bien lors du déclenchementautomatique des systèmes de protection causé par les avaries que pendant lerétablissement du service. Cela a été réalisé de façon globale, continue et systématique.En raison de la perte de charge dans la région frappée par la tempête, les principauxcorridors d’alimentation à partir de la Baie James et de Churchill Falls ont été moinslourdement chargés qu’en situation normale. L’exploitant du réseau a dû relever le défid’établir des limites de transit sécuritaires, compte tenu de la configuration des chargeset de la topologie du réseau de transport, inhabituelles, pour la grande régionmontréalaise. En outre, appréhendant des avaries d’installations, Hydro-Québec aadopté des mesures préventives exceptionnelles et modifié son mode d’exploitation, demanière à maintenir l’intégrité de son réseau en cas de pertes simultanées de plusieurslignes. Dans la mise en œuvre de ces mesures, des limites appropriées et prudentesquant à la capacité de transit des corridors critiques ont été rigoureusement appliquéespar les opérateurs. Le défi a été relevé avec succès et, grâce à toutes ces mesures,l’intégrité de l’ensemble du réseau n’a jamais été mise en danger.De l’avis du Comité, Hydro-Québec s’est conformée aux critères d’exploitation duNPCC et à la politique du NERC, sauf dans les très rares cas où les limites de temps27

fixées pour rétablir le réseau dans les marges de sécurité ont été dépassées à la suite deperturbations du réseau.La capacité de transit, c'est-à-dire la puissance qui peut être acheminée entre deuxpoints quelconques d’un réseau sans dépasser les critères du NPCC, est un élémentessentiel de la sécurité d’un réseau. Cette capacité dépend de la configuration duréseau, de la répartition de la production et de la charge du réseau. Hydro-Québecétablit ses capacités de transit à l’aide de modèles et de paramètres conventionnels à lafois pour la charge et le réseau. Elle utilise aussi des programmes informatiquesreconnus et largement employés pour simuler le transit de puissance et la stabilité enrégime transitoire. Le Comité est d’accord avec la décision d’Hydro-Québec de vérifierque les modèles de charge utilisés reflètent fidèlement le comportement réel de lacharge durant la tempête.L’industrie de l’électricité ne dispose pas encore de programmes informatiquescapables de calculer automatiquement et en direct les limites de stabilité. Hydro-Québec a donc élaboré une méthode originale mettant rapidement à la disposition desopérateurs les résultats d’études de stabilité tenant compte des changementstopologiques du réseau.Durant la tempête, Hydro-Québec a déployé plusieurs stratégies d’exploitationinnovatrices qui ont amélioré la capacité de transit. L’une d’elles consistait à surveillerles limites thermiques d’éléments essentiels tels que les sectionneurs et les lignes, pourtirer profit des basses températures ambiantes. Dans un autre cas, des canons à neigeont été utilisés pour refroidir un sectionneur et assurer ainsi son fonctionnement. Enfin,un système de protection spécial (SPS) a été mis en place en vue d’augmenter le transitde puissance sur le réseau sans réduire les marges de sécurité.Parmi les quelque 140 déclenchements de systèmes de protection enregistrés sur leréseau de transport durant la tempête, seulement quatre cas de mauvaisfonctionnement ont été signalés. Ceux-ci n’ont eu qu’une faible incidence sur le réseau.28

Pour calculer, surveiller et exécuter des transits de puissance en toute sécurité, il fautdisposer de données complètes et fiables sur l’état du réseau. Le système d’acquisitionet de contrôle des données (SCADA) et le système de gestion de l’énergie (EMS) ontfourni aux opérateurs du réseau les données nécessaires. En outre, durant le rétablissementdu service, les opérateurs ont reçu le soutien d’une équipe qui effectuait desétudes de sécurité du réseau et répondait aux autres besoins exceptionnels.5.5 RENFORCEMENT DU RÉSEAU5.5.1 GénéralitésLa tempête de 1998 a causé des pannes d’une grande ampleur en étendue et en duréedont les conséquences auraient pu être beaucoup plus graves si les températuresn’avaient pas été relativement douces dans les jours qui ont suivi. Étant donné larigueur des hivers québécois et le fait que la population dépend fortement del’électricité pour se chauffer, le Comité convient que des pannes prolongées de cettenature sont inacceptables. Par conséquent, il souscrit aux objectifs d’entreprised’Hydro-Québec qui visent à maintenir les services essentiels à l’ensemble de lapopulation et à répondre aux besoins minimaux de ses clients en matière de santé et debien-être.Immédiatement après la tempête, Hydro-Québec a pris un certain nombre de mesurescorrectives. D’abord et avant tout, elle a remis en état les éléments endommagés etrétabli le service aux clients touchés. L’objectif principal alors recherché était derétablir rapidement le service sans nécessairement renforcer le réseau.Par ailleurs, le processus d’approbation d’un certain nombre de projets visant àrenforcer l’alimentation de certaines charges vulnérables a été accéléré. La plupart deces projets étaient à l’étude depuis quelques années. L’objectif visé est que certains desprojets approuvés puissent être réalisés au plus tard à l’hiver 1998-1999. L’ensembledes projets approuvés est présenté à la planche 9.29

De même, Hydro-Québec a proposé un plan à plus long terme, à réaliser au cours desdix prochaines années, qui vise à renforcer davantage l’ensemble du réseau detransport. Son principal volet consiste à déterminer et à mettre en place, à l’échelle duQuébec, un ensemble de corridors stratégiques capables de résister à une tempête del’ampleur de celle de janvier 1998. Hydro-Québec a effectué des études relatives à detels corridors dans trois zones, à savoir Montréal, Québec et Nord-Est. Ces trois zonessont représentées sur la planche 10. Chacun des corridors étudiés comprendrait aumoins une ligne stratégique.La stratégie retenue par Hydro-Québec pour les projets approuvés et proposés est lasuivante :• assurer l’alimentation d’au moins 50 % de la charge de pointe dans desconditions de tempête comparables à celles de janvier 1998 pour tous les blocsde charge importants ;• alimenter chaque poste à 735 kV par au moins une ligne stratégique.Dans le cas de la distribution, les efforts ont porté jusqu’à présent sur la remise en étatdu réseau, et aucun projet particulier de renforcement n’a été proposé. Toutefois, unestratégie de renforcement a été présentée en même temps qu’un programme derenforcement préliminaire.L’objectif visé par de tels renforcements, aussi bien en transport qu’en distribution, estd’établir un niveau d’alimentation permettant de maintenir les services essentiels et degarantir à la plus grande partie de la population susceptible d’être touchée qu’ellepourra au moins se chauffer et qu’elle n’aura pas à se reloger.30

5.5.2 Projets approuvés pour le réseau de transportHydro-Québec a approuvé les projets suivants pour la première phase de sa stratégiede renforcement du réseau :• bouclage du réseau à 735 kV de la Montérégie entre les postes Hertel etdes Cantons ;• intégration du poste de la Montérégie au réseau régional à 120 kV ;• bouclage du réseau à 315 kV du centre-ville de Montréal entre les postes del’Aqueduc et Atwater ;• bouclage du réseau à 315 kV de l’Outaouais entre les postes du Grand-Brûlé etVignan ;• bouclage du réseau à 315 kV dans le couloir Québec-Mauricie ;• ajout d’une interconnexion avec le réseau à haute tension de l’Ontario.Ces projets approuvés visent à accroître la fiabilité générale du réseau au-delà de sonniveau actuel, notamment dans certaines des régions les plus vulnérables. Le principede base qui sous-tend ces projets accélérés est d’ajouter dans certaines régions descircuits parallèles de transport, appelés « boucles », et de réduire ainsi la probabilitéqu’une charge ne soit pas alimentée en cas d’indisponibilité de certains circuits.Étant donné que le réseau actuel respecte déjà les politiques et les critères du NERC etdu NPCC, les projets approuvés constituent donc un renforcement permettant de faireface à des éventualités extrêmement peu probables. Cette démarche est conforme auxpratiques en vigueur dans d’autres grandes villes nord-américaines, où les réseauxd’alimentation desservant les zones urbaines à forte densité sont ordinairement conçus31

pour garantir un niveau de fiabilité supérieur. Une telle mesure est nécessaire, vu lesconséquences qu’auraient des pannes touchant les édifices en hauteur, l’alimentation eneau et d’autres d’infrastructures essentielles. La tempête de verglas de janvier 1998 amontré qu’une panne prolongée dans la région de Montréal a d’énormes répercussionssociales et financières.Le Comité est d’accord avec la stratégie d’Hydro-Québec qui consiste à renforcer et àdiversifier l’alimentation des grands centres de consommation, et d’améliorer ainsi lacontinuité de l’alimentation des charges essentielles. De l’avis du Comité, nonseulement les projets approuvés amélioreront-ils la fiabilité de l’exploitationquotidienne courante, mais ils constituent aussi des renforcements essentiels quireprésenteront déjà une amélioration substantielle s’il fallait affronter une tempête deverglas comparable à celle de janvier 1998. Plus particulièrement, les projets approuvésqui diversifient l’alimentation électrique des régions de Montréal et de la Rive-Sud, àsavoir les boucles de la Montérégie et du centre-ville de Montréal procureront unniveau de fiabilité supérieur, compatible avec la nécessité de faire face à deséventualités extrêmement peu probables.5.5.3 Projets proposés pour le réseau de transportDans son plan échelonné sur dix ans, en accord avec la stratégie énoncée ci-dessus,Hydro-Québec envisage de renforcer certaines lignes de transport et de répartitiondans les zones exposées au givre et au verglas. Ces projets visent à assurer davantagele niveau minimal d’alimentation des charges essentielles, en cas d’événementsextrêmement peu probables tels que la récente tempête de verglas.Dans cette perspective, le Comité est d’avis que, au sujet de l’intégration rapideproposée des centrales de Beauharnois et de Carillon au réseau de Montréal, le tronçonBeauharnois de ce projet reçoive le même niveau de priorité que la bouclemontérégienne, et par conséquent qu’il figure parmi les projets approuvés. De plus, le32

Comité considère que le renforcement de la région de Québec doit être égalementexaminé.Quant au principe de lignes stratégiques, le Comité estime que cette approche estjudicieuse et doit être poursuivie, afin de déterminer si ces lignes sont économiquementjustifiables. Une ligne stratégique se caractérise par le respect de l’un des trois critèressuivants : elle doit comporter une grande probabilité de résister à une tempête deverglas semblable à celle de janvier 1998 ; si elle subit une avarie, les dommagesdevraient être mineurs pour permettre une remise en service rapide ; ou, elle devraitêtre à l’épreuve de l’accumulation de glace grâce à des techniques de déglaçage.Les régions à forte densité de population, comme celles de Québec et de Montréal,sont particulièrement critiques et doivent être prioritaires dans l’implantation des lignesstratégiques. Vu la configuration du réseau, le recours à des lignes stratégiques dans leNord-Est n’est peut-être pas aussi important que dans les deux autres zones, puisqueles charges essentielles des principaux centres urbains pourraient continuer d’êtrealimentées malgré la perte des lignes à 735 kV de la zone Nord-Est.La construction d’une nouvelle ligne répondant aux critères de résistance mécaniqued’une ligne stratégique ne présente aucune difficulté. D’après les renseignementsfournis par Hydro-Québec, accroître la capacité de chargement d’une ligne de 45 à65 mm de glace ne fait augmenter le coût que d’environ 15 %. Le Comité est d’avisqu’une telle augmentation est justifiable dans le cas d’une nouvelle ligne stratégique.Bien que le Comité n’ait pris connaissance d’aucune proposition définitive visant àtransformer des lignes existantes en lignes stratégiques, selon les informations reçues,cette transformation pourrait être réalisée en augmentant leur capacité de chargementde glace de 35-45 mm à 65 mm, en combinant des renforcements structuraux et desréductions de portées et en insérant des pylônes anti-chute en cascade. Contrairementau cas des nouvelles lignes mentionné précédemment, la transformation d’une ligneexistante en une ligne stratégique peut être très coûteuse. De l’avis du Comité, il est33

donc très important d’examiner les solutions de rechange et de procéder aux analysesappropriées de coûts-bénéfices et de risques, avant de s’engager à l’égard de cesprojets.Des interconnexions avec les provinces canadiennes et les États américains voisins ontété établies au cours des années et sont maintenant en exploitation avec l’Ontario et leNouveau-Brunswick ainsi qu’avec les États de New York, du Vermont et duMassachusetts. Le nombre de ces interconnexions va sans doute augmenter dansl’avenir lorsque des occasions commerciales se présenteront. Ces interconnexionsviendront renforcer davantage l’ensemble du réseau et augmenter la fiabilité du serviceaux clients québécois, puisque, en situation d’urgence, les exportations peuvent êtrenon seulement interrompues, mais inversées.De l’avis du Comité, comme les projets approuvés amélioreront dans une grandemesure la capacité de faire face à une tempête de verglas comparable à celle de janvier1998 et qu’il est très peu probable qu’une telle tempête se reproduise dans un avenirprochain, certains des projets proposés sont moins urgents que d’autres. Avant des’engager à l’égard de l’un ou l’autre des projets proposés, Hydro-Québec devraitdonc les soumettre à des analyses de coûts-bénéfices et de risques. D’autant plus qu’ilfaudra tirer profit des résultats potentiels d’activités prometteuses en R et D,notamment le déglaçage des lignes à plus de 120 kV et les dispositifs d’absorptiond’énergie mécanique.Pour ce qui est des lignes à une tension égale ou inférieure à 120 kV, le Comitérecommande que les techniques éprouvées de déglaçage soient rapidement adaptées auréseau d’Hydro-Québec. Ces techniques sont largement utilisées pour déglacer deslignes à des tensions allant jusqu’à 120 kV par d’autres entreprises d’électricité auCanada, notamment au Manitoba, et dans le nord des États-Unis. L’annexe D résumel’expérience de Manitoba Hydro en matière de déglaçage.34

Bien que l’enfouissement des lignes de transport à haute tension résoudrait le problèmede glace, le coût d’une telle solution serait prohibitif. De plus, la faisabilité techniqued’un tel enfouissement sur de longues distances reste à établir.5.5.4 Stratégie de renforcement du réseau de distributionUne stratégie préliminaire élaborée par la direction principale Distribution a permis deprioriser les charges selon trois catégories dans le but d’adopter des projets derenforcement orientés vers les clients et des plans de rétablissement rapidecorrespondant aux diverses catégories. À l’heure actuelle, seule la catégorie ayant lahaute priorité, soit celle qui couvre les charges essentielles, a été définie. De plus, unprogramme de renforcement préliminaire a été élaboré. Bien qu’une bonne partie dutravail reste à accomplir, le Comité est d’accord avec cette approche de gestion desrisques qui vise à optimiser les avantages pour les clients.Bien que l’analyse d’avaries de lignes ait été réalisée et qu’un programme préliminairede renforcement ait été lancé, la direction principale Distribution n’a pas encoreproposé de projet de renforcement du réseau. De l’avis du Comité, elle devrait élaborerles projets spécifiques nécessaires pour mettre en œuvre la stratégie énoncée ci-dessus.De plus, ces projets devraient être coordonnés avec ceux qui visent à renforcer lesréseaux de transport et de répartition.Le Comité est d’avis que le rétablissement rapide des artères, l’amélioration de laconfiguration du réseau, l’utilisation de génératrices mobiles, le déglaçage des lignes etl’enfouissement devraient être également envisagés dans la poursuite du programme derenforcement du réseau de distribution.Comme mesure immédiate pour augmenter la fiabilité générale du réseau dedistribution, le Comité suggère également que les programmes d’entretien et decontrôle de la qualité soient améliorés. Ces programmes devraient comprendre unsystème complet et fiable permettant de documenter les relevés d’entretien et de35

construction. Les programmes devraient également assurer que l’exécution des travauxest conforme aux devis, que les poteaux sont redressés et que les fondations et lesancrages sont vérifiés. Enfin, puisque la maîtrise de la végétation s’est avérée crucialelorsqu’il s’agit d’assurer la bonne performance du réseau, particulièrement en milieuurbain, cette activité doit être poursuivie activement.La tempête de verglas a renouvelé l’intérêt à l’égard de l’enfouissement des réseaux dedistribution comme moyen d’éliminer les problèmes de glace et comme solution derechange aux installations aériennes. En raison de cet intérêt, un membre du Comité aprésenté les pratiques et les techniques d’enfouissement en usage en Allemagne. Ontrouvera un résumé de cette présentation à l’annexe E. À leur retour d’une visiteultérieure en Allemagne, des représentants de la direction principale Distribution ontprésenté une comparaison factuelle et exhaustive des coûts et de la technologied’enfouissement. Cette comparaison portait sur l’alimentation souterraine d’un projetdomiciliaire type par Hydro-Québec et par VEW Energie d’Allemagne.D’après la comparaison établie par la direction principale Distribution, le conceptallemand est deux fois moins coûteux que le concept souterrain correspondantd’Hydro-Québec pour le même type de construction nouvelle. Une telle différences’explique principalement par les raisons suivantes : les années d’expérience enenfouissement, les configurations du réseau, les différences de tension, les câblesdirectement enfouis dans le sol, la normalisation, le contrôle de la qualité desinstallations et de la pose, le coût des câbles et la coordination de l’utilisationcommune des tranchées. Tous ces facteurs concourent à procurer des réseauxsouterrains très fiables, ne nécessitant pratiquement pas d’entretien et pluséconomiques au cours de leur cycle de vie utile.Puisqu’il est non seulement possible, mais aussi réaliste d’envisager d’importantesréductions des coûts actualisés d’enfouissement, le Comité est également d’avis quel’enfouissement du réseau de distribution électrique doit être favorisé là où les clientset les municipalités consentent à en partager les coûts additionnels.36

5.6 RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENTLa division TransÉnergie et la direction principale Distribution ont présenté leursprogrammes préliminaires de R et D reliés à la tempête, dont les objectifs générauxconsistent à élaborer des outils et des techniques permettant d’améliorer lecomportement du réseau dans des conditions de givre et de verglas. Les deux unitésont énuméré un grand nombre de projets de recherche précis à réaliser au cours descinq prochaines années. La recherche envisagée porte sur plusieurs domaines,notamment les suivants : détection et prévention de la formation de glace, mesuresd’exploitation d’urgence et rétablissement du réseau. Dans le domaine du transportuniquement, quelque 55 projets de recherche ont été identifiés.Bien que ces projets portent sur plusieurs activités intéressantes de R et D, le Comitéest d’avis qu’il vaut mieux cibler ces activités sur des aspects d’application plusimmédiate et permettant de réaliser d’importantes économies. Le Comité considère queles aspects les plus importants sont les suivants : le déglaçage de lignes,l’enfouissement des lignes de distribution, les dispositifs anti-chute en cascade, lesdispositifs d’absorption d’énergie mécanique ainsi que la résolution du dilemme posépar les câbles de garde. Le Comité recommande qu’un programme de R et D plusagressif soit élaboré, que sa mise en œuvre soit accélérée pour couvrir ces questions, etque les ressources nécessaires y soient allouées.37

DéglaçageLe programme envisagé ne semble pas tenir compte adéquatement du besoin urgentd’empêcher la formation de glace et de déglacer les lignes de transport en chauffantélectriquement les conducteurs. Une telle technique est déjà en usage pour des tensionségales ou inférieures à 120 kV, mais pas encore pour des tensions supérieures, à laconnaissance du Comité. Il semble cependant qu’une technique de déglaçage pour lestensions supérieures à 120 kV ait été mise au point en Russie. Cette technique devraitêtre examinée dans le cadre du programme de R et D. Une percée technologiquerapide dans ce domaine offrirait une solution de rechange valable pour le renforcementmécanique des lignes stratégiques.EnfouissementPuisque l’expérience allemande montre que l’enfouissement des réseaux de distributionest faisable et économique, des efforts de recherche devraient être consacrés à adapteret à améliorer de telles techniques en fonction du réseau d’Hydro-Québec et de sonenvironnement.Dispositifs anti-chute en cascadeLa tempête a mis en évidence la nécessité de dispositifs anti-chute en cascade, capablesd’absorber la pleine charge pour limiter la propagation des avaries de lignes. Ilconviendrait également de rechercher des solutions de rechange pour les pylônes antichuteen cascade, par exemple des dispositifs d’absorption d’énergie mécanique.Câbles de gardeBien que les câbles de garde soient nécessaires pour protéger les lignes contre lafoudre, ils causent fréquemment des pannes dans des conditions de verglas et de givre.Ce dilemme doit être abordé sous l’angle de la gestion de risques et résolu le plusrapidement possible.38

5.7 DE LA PRODUCTION AU CLIENTLe succès du programme de renforcement global repose sur deux aspects importants :la coordination de tous les projets de transport et de distribution d’une part, et lagestion de risques compte tenu du ratio coûts-bénéfices d’autre part.Dans l’ensemble, la complexité, le coût et l’impact de ce programme sont tels qu’uneapproche conjointe est indispensable dès l’étape de la planification. Évidemment, laréparation d’une ligne de transport à 735 kV est plus coûteuse et plus longue que celled’une ligne de distribution à 25 kV. Cependant, il ne suffit pas de renforcer le réseaude transport principal pour améliorer la fiabilité du service aux clients. Ainsi, dès ledépart, il faut définir clairement les attentes et les besoins minimaux des clients. Ensuitepour répondre efficacement à ces besoins, une approche conjointe doit permettre decoordonner les solutions en transport, en répartition et en distribution avec les servicesà la clientèle, de manière à équilibrer judicieusement les investissements.La gestion des risques doit être analysée conjointement par les unités responsables dutransport et de la distribution, au moment où celles-ci évaluent les renforcements etengagent des ressources. Le risque d’une tempête de verglas semblable à celle dejanvier 1998 doit être évalué en regard des investissements envisagés et des impactssociaux et économiques. Alors que les projets de transport actuellement approuvésconstituent un élément essentiel dans l’objectif général de renforcement du réseau detransport principal, les projets proposés en transport devraient être soumis à uneanalyse de gestion des risques qui devrait inclure les futurs projets découlant de lastratégie de renforcement du réseau de distribution.Dans une approche prudente, il faudra échelonner sur un certain nombre d’annéesl’engagement à l’égard des projets proposés, et ce, dans le but de réduire le risqued’engager trop de ressources avant de connaître les résultats des activités prometteusesen R et D.39

ANNEXE AMANDAT

ANNEXE AMANDATEXTRAIT du procès-verbal de la réunion du Comité exécutif d’Hydro-Québec tenue àMontréal le vendredi 23 janvier 1998________________________________________________________HE-2/98CRÉATION D’UN COMITÉ D’EXPERTSATTENDU QUE la tempête de verglas d’une intensitéexceptionnelle qui s’est abattue sur le Québec du 5 au 9 janvier 1998 aentraîné des interruptions majeures du service électrique ;ATTENDU QUE depuis 24 mois, le Québec a subi l’impact dequatre événements climatiques exceptionnels : le déluge de juillet 1996au Saguenay, un verglas de 50 mm en janvier 1997 dans Lanaudière, leverglas de 55 mm de novembre 1997 près de Churchill-Falls, et de 50 à90 mm de verglas en janvier 1998 dans tout le Sud du Québec ;ATTENDU QUE cette concentration dans le temps dephénomènes météorologiques hautement improbables doit être prise encompte de façon immédiate ;ATTENDU QUE le dernier événement à ce jour a causé desdommages importants au réseau électrique sur les territoires des régionsadministratives de Montréal, Laval, Montérégie, Centre-du-Québec,Chaudières-Appalaches, Estrie, Outaouais, Lanaudière et Laurentides ;ATTENDU QUE le réseau électrique du Sud du Québec a subides bris catastrophiques touchant quelque 900 pylônes et entraînant desA1

dommages à 128 lignes de transport, sans compter les dommagesmajeurs causés au réseau de distribution ;ATTENDU QUE l’ampleur des dommages causés au réseau detransport d’Hydro-Québec soulève de nombreuses questions en ce quiconcerne les critères de conception du réseau, des pylônes, lignes etpoteaux ;ATTENDU QUE le Conseil d’administration d’Hydro-Québecentend exercer pleinement ses responsabilités en matière de régied’entreprise et de gestion des risques d’entreprise, entre autres, sur leplan de la fiabilité et de l’adéquation de nos réseaux de transport et dedistribution ;EN CONSÉQUENCE, sur proposition dûment faite et appuyée,il est unanimementRÉSOLU :DE former un comité d’experts chargé d’aviser le Conseild’administration d’Hydro-Québec sur la pertinence des améliorations etmesures correctives et, plus spécifiquement :DE confier à ce comité d’experts le mandat de :– Fournir des avis sur les paramètres et méthodes utilisés pourétablir les capacités de transit du réseau d’Hydro-Québec ;– Fournir des avis sur la conformité du réseau de transportd’Hydro-Québec avec les politiques du North American ElectricReliability Council (NERC) et les critères du Northeast PowerCoordinating Council (NPCC) ;A2

– Fournir des avis sur les mesures ainsi que sur l’efficience desmesures envisagées ou prises par Hydro-Québec pour maximiserles capacités de transit et pour assurer la sécuritéd’exploitation de son réseau de transport ainsi que poursatisfaire aux critères du NERC et du NPCC en tenant compteégalement de l’évolution des changements climatiques observésrécemment ;– Fournir des avis sur les analyses et mesures correctivesenvisagées ou prises à la suite des événements majeurs ayanttouché les réseaux de transport et de distribution ;– Fournir des avis sur les stratégies et les méthodes d’exploitationdu réseau de transport compte tenu du niveau de sécuritéd’exploitation de réseau désiré ;– Fournir un avis sur la gestion du rétablissement du service ensituation d’urgence.DE donner au comité accès aux ressources et aux documentsrequis aux fins de mener à bien son mandat ;DE demander au comité de faire rapport régulièrement auConseil d’administration d’Hydro-Québec ;COPIE CERTIFIÉE CONFORMELa Secrétaire générale,A3

ANNEXE BMEMBRES DU COMITÉET LEUR CURRICULUM VITÆ

ANNEXE BMEMBRES DU COMITÉ ET LEUR CURRICULUM VITÆVoici les membres du Comité ainsi que leur curriculum vitæ dans les pages quisuivent :Deegan, John E.,Farzaneh, Masoud,Galiana, Francisco D.Maniago, Dennis J.Mercier, AndréMorin, NormandNiemand, ThomasRose, Virgil G.Sauvé, GillesSchjetne, KåreSteciuk, Victor J.Warren, J.C. RogerMassachusetts (É.-U.)Québec (Canada)Québec (Canada)Colombie-Britannique (Canada)Québec (Canada)Québec (Canada)Dortmund (Allemagne)Californie (É.-U.)Québec (Canada)Oslo (Norvège)Manitoba (Canada)Québec (Canada)Woodward, T. RobertPennsylvanie (É.-U.)B1

JOHN E. (JED) DEEGANCitoyenneté :États-UnisINSTRUCTIONManhattan College, New York (NY, É.-U.)B.S. Electrical Engineering, 1958General Electric Power Systems Engineering CourseAFFILIATIONS PROFESSIONNELLESPrésident – Northeast Power Coordinating Council’s Executive CommitteeAdministrateur – North American Electric Reliability CouncilEx-président – Empire State Electric Energy Research Corp. (ESEERCO)Ex-membre – The Conference Board’s Committee on Management ofInnovation & TechnologyEx-membre – Edison Electric Institute’s (EEI) Economics & Public PolicyExecutive Advisory CommitteeEx-membre – EEI’s Transmission Access Task ForceEx-président – New York Power Pool Planning CommitteeEx-président – Northeast Power Coord. Council’s System Design Coord.CommitteeEx-membre – New York Power Pool Operating CommitteeEx-membre – National Electric Reliability Council’s Engineering CommitteeEx-membre – EPRI Energy Analysis & Environment Division CommitteeRELEVÉ D’EXPÉRIENCE1993 – À ce jour NORTHEAST POWER COORDINATING COUNCILPrésidentCONSOLIDATED EDISON COMPANY OF NEW YORK, INC.1989 – 1993 Vice-président principal – Central ServicesChargé des secteurs suivants : Planning and Inter-Utility Affairs, Research &Development, Environmental Affairs, Fuel Procurement, Purchasing, Systemsand Information Processing, Electronic Communication Services, IndustrialEngineering and Transportation & Stores1983 – 1989 Vice-président – Planning & Inter-Utility Affairs1976 – 1983 Vice-président – Planning1971 – 1976 Ingénieur en chef – Engineering Planning1969 – 1971 Directeur – System Operations Department1967 – 1969 Analyste en chef de systèmes – Systems Operations Department1964 – 1967 Ingénieur de direction – System Operations Department1962 – 1964 Ingénieur stagiaire1958 – 1962 Forces aériennes des États-Unis – Communications OfficerB2

MASOUD FARZANEHCitoyenneté :CanadaINSTRUCTIONUniversité Paul-Sabatier, Toulouse (France)Doctorat d’État ès Sciences, 1986Institut National Polytechnique/Université Paul Sabatier, Toulouse (France)Docteur – Ingénieur, 1980Institut National Polytechnique/Université Paul Sabatier, Toulouse (France)Diplôme d’études approfondies (DEA), 1978Génie électrique, École Polytechnique, Téhéran (Iran), 1973AFFILIATIONS PROFESSIONNELLESMembre invité, Institut canadien de la diffusion des neutrons (CNS)Membre fondateur, International Society of Offshore and Polar Engineering(ISOPE)Membre honoraire, Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)Membre, New York Academy of SciencesMembre, American Association for the Advancement of ScienceMembre, Association canadienne-française pour l’avancement des sciences(ACFAS)Membre, Canadian Electrotechnology CommitteeConférence internationale des grands réseaux électriques (CIGRÉ, TF33.04.09et TF22.06.01)RELEVÉ D’EXPÉRIENCE1997 – À ce jour Professeur titulaire et titulaire de la chaire « Givrage atmosphérique desstructures », UQAC – NSERC – Hydro-Québec1992 – À ce jour Directeur, Groupe de recherche en génie de l’environnement atmosphérique(GRIEA), UQAC1988 – 1992 Directeur, Maîtrise en génie, UQAC1984 – 1987 Associé de recherche, Conseil de recherche en sciences naturelles et en génie,UQAC1982 – 1984 Membre post-doctoral, UQAC1980 – 1982 Professeur de génie, Université des Sciences et de la Technologie d’Oran(Algérie)1974 – 1977 Ingénieur, Electrical Energy Transmission and Distribution Company (Iran)1973 – 1974 Ingénieur en recherche et en développement, Ministry of Cooperation (Iran)PUBLICATIONSAuteur ou coauteur de plus de 200 publications dans les domaines du génie etdu givrage atmosphériqueB3

FRANCISCO D. GALIANADate de naissance Le 23 septembre 1944Citoyenneté : CanadaLangues :Parlées : français, espagnol, portugais et anglaisÉcrites : français, espagnol et anglaisINSTRUCTIONUniversité McGill, Montréal (Québec)B.Eng. (spécialisé), Génie électrique, 1966Massachusetts Institute of Technology, Cambridge (MA, É.-U.)M. Eng., 1968, Ph.D., 1971, Génie électriqueAFFILIATIONS PROFESSIONNELLESRELEVÉ D’EXPÉRIENCEOrdre des Ingénieurs du Québec1977 – À ce jour UNIVERSITÉ McGILL, Montréal (Québec)Professeur, département Engineering, Electrical engineering et ComputerScience.Chargé d’élaborer et d’enseigner des cours du premier, du deuxième et dutroisième cycle, surtout en génie électrique. Responsable du Power SystemEngineering Research Laboratory, à McGill. Directeur de vingt-quatre thèsesen vue du titre de M.Eng. et de treize autres en vue du titre de Ph.D. portant surl’exploitation et la planification de grands réseaux électriques : méthodesd’analyse, optimisation de l’exploitation et de la planification, engagementd’unité, rétablissement de réseau, planification des ressources, surveillance etcontrôle rapides de sécurité, conception des lignes de transport, planificationdes interconnexions, dispositifs souples de transport c.a., tarifs de transport etsécurité d’un réseau à accès ouvert.Chargé de l’essentiel ou d’une partie de l’organisation relative à plusieursconférences internationales au cours des années 70 et 80 : IEEE Power IndustryComputer Applications Conference, Power Systems Computation Conference etCongreso Pan-Americano de Ingeniería Mecánica, Eléctrica y Ramas Afines.Membre de l’Ontario Royal Commission on Power System Planning (1977).Membre du Comité consultatif du ministre de l’Énergie du Québec sur lafiabilité du réseau électrique d’Hydro-Québec (1989). Membre, Comitéd’experts, TransÉnergie (1997).En congé sabbatique en 1988 au service Planification d’Hydro-Québec pour yétudier les aspects ayant trait à la planification et à la conception des réseauxélectriques. Congé sabbatique en 1996 au Massachusetts Institute of Technologypour y étudier les questions se rapportant à la déréglementation des réseauxélectriques.1974 – 1977 UNIVERSITY OF MICHIGANProfesseur adjoint, Department of Electrical and Computer Engineering1971 – 1974 BROWN BOVERI CO. RESEARCH CENTER, Baden (Suisse)IngénieurB4

DENNIS MANIAGOCitoyenneté :CanadaINSTRUCTIONUniversity of British ColumbiaB.A. Sc., Electrical EngineeringRELEVÉ D’EXPÉRIENCEB.C. HYDRO (Colombie-Britannique)1992 – À ce jour : Directeur de la région métropolitaine, Transmission and Distribution1988 – 1992 Directeur de région, Customer Service, Metropolitan Vancouver1986 – 1988 Directeur, Customer Service and Design, Metropolitan Vancouver1980 – 1986 Directeur, Distribution Engineering, Lower MainlandM. Maniago a œuvré pendant 24 ans chez BC Hydro où il a occupé diverspostes au service à la clientèle, en ingénierie et en gestion. À ces postes, il aexercé des fonctions ayant trait aux secteurs suivants : élaboration etplanification des normes de distribution ; projets de conception en service à laclientèle ; et exploitation et entretien en transport et en distribution.M. Maniago est actuellement directeur de la région métropolitaine,Transmission and Distribution, auprès de B.C. Hydro, entreprise publiqueprovinciale d’électricité desservant quelque 1,5 million de clients. M. Maniagoest chargé de réseaux en transport et en distribution desservant 500 000 de cesclients.AUTRES FONCTIONSReprésentant principal de la Société siégeant au comité sur l’usage en commun(avec l’entreprise téléphonique)Directeur du projet ayant servi à transformer l’organisation régionale enorganisation fondée sur les processus pour le compte du service Transmissionand Distribution de B.C. Hydro (ayant touché plus de 2 200 employés)B5

ANDRÉ MERCIERCitoyenneté :CanadaINSTRUCTIONUniversity of Notre Dame (Indiana, É.-U.)Master of Science, 1969Université Laval, Laval (Québec)B.A.Sc., Génie électrique, 1967AFFILIATIONS PROFESSIONNELLESOrdre des Ingénieurs du QuébecEx-membre, Northeast Power Coordinating CouncilEx-membre, Association canadienne de l’électricitéRELEVÉ D’EXPÉRIENCE1997 – À ce jour ConsultantHYDRO-QUÉBEC, Montréal (Québec)1996 – 1997 Directeur, Orientation et planification du réseau de distributionNégociateur d’une entente sur l’usage en commun avec des entreprises téléphoniques1995 – 1996 Vice-président, Distribution1991 – 1995 Vice-président, Distribution et service à la clientèle, Région de Québec.A dirigé un groupe important d’Hydro-Québec responsable du Réseau dedistribution et du Service à la clientèle auprès de 600 000 clients.1984 – 1990 Vice-président, Planification du réseauChargé d’une amélioration importante dans le réseau de transport, soit la miseen place de la compensation série. A élaboré un plan de protection contre undélestage complet d’un réseau de transport.Responsable de la planification de la ligne à courant continu dont la traverséesous-fluviale du Saint-Laurent1983 – 1984 Directeur, Ingénierie des projets de postesB6

NORMAND MORINCitoyenneté :CanadaINSTRUCTIONHarvard University, Cambridge (MA, É.-U.)Advanced Management Program, 1970Massachusetts Institute of Technology, Cambridge (MA, É.-U.)Ph.D., 1970Imperial College of Science and Technology/University of London, Londres(Angleterre)M.Sc. Engineering, 1965Université de Sherbrooke, Sherbrooke (Québec)B.A. Sc., 1964AFFILIATIONS PROFESSIONNELLES/DISTINCTIONSMembre élu, Académie canadienne du génie, 1991Membre, Institut canadien des ingénieurs, 1990New Performer Award, 1990M.I.T. Research GrantAthlone Fellow, British Board of Trade, 1964 – 1965Membre de nombreuses associations professionnelles, scientifiques, communautaireset de charitéRELEVÉ D’EXPÉRIENCESNC-LAVALIN, INC., Montréal (Québec)1996 – À ce jour Vice-président de groupe, Bureau du présidentChargé des divisions spécialisées en production et en transport d’électricité, eninfrastructures, en immeubles, en agro-alimentaire, en industries pharmaceutiqueset en environnement1994 – 1996 Vice-président exécutif et directeur général1991 – 1994 Président, groupe Ingénierie générale1986 – 1991 Vice-président de groupe1976 – 1986 Directeur de filiales, secteur Électricité1971 – 1976 Ingénieur de projet et directeur de projet1965 – 1967 UNIVERSITÉ DE SHERBROOKE, Sherbrooke (Québec)etProfesseur adjoint1970 – 1971B7

THOMAS NIEMANDDate de naissance : Le 14 mai 1959Citoyenneté : AllemagneINSTRUCTIONUniversité de DortmundGénie électrique, 1985 – 1988École polytechnique, AachenGénie électrique, 1979 – 1985AFFILIATIONS PROFESSIONNELLESRELEVÉ D’EXPÉRIENCEMembre, Association allemande de normalisation électrotechnique VDE, 1986Membre du Comité de travail UK 221.1 / Installations électriques industriellesjusqu’à 1000 V, 1992Président du Comité de travail UK 222.1 / Dispositifs de mise à la terre, 1994Membre du Comité K222 / Installations électriques de plus de 1 kV c.a., 1995Membre du Comité IEC TC 99 / Installations électriques de plus de 1 kV c.a. /1995Membre de l’IEC TC64WG 17 / Exigences fondamentales de protection contreles chocs électriques, 1995Membre du Comité GENELEC TC 99 / Installations électriques supérieures à1 kV c.a., 1995Membre de plusieurs groupes de travail au sein de l’Association des entreprisesallemandes d’électricité, VDEW, dans des domaines techniques : câbles, postes etcommutateurs, contrôle de la qualité et achats.VEW ENERGIE, Dortmund (Allemagne)1992 – À ce jour Directeur, Ingénierie des réseaux de distribution1989 – 1991 Ingénieur de projet, service Planification, VEW Energie, siège social secondaired’Arnsberg1988 – 1989 Ingénieur de projet, service responsable de l’ingénierie du réseau et dulaboratoire d’essaiM. Niemand a œuvré chez VEW ENERGIE pendant dix ans. À ce poste, il a étéchargé de l’ingénierie du réseau de distribution. Il a assumé notamment lesfonctions suivantes : élaboration des normes internes sur les câbles, les lignesaériennes et la technologie des postes, le choix de l’équipement électrotechnique,l’autorisation des fournisseurs et des entrepreneurs, exigences enfonction de la qualité et en entretien.En 1996, il a participé à un projet international avec son entreprise à Londres.Au titre de directeur de projet, M. Niemand a été chargé d’une enquêtetechnique sur l’équipement d’un réseau, de l’élaboration d’un plan d’investissementet de la mise sur pied d’un programme de renforcement et d’entretiend’un réseau.M. Niemand est l’auteur ou le coauteur de plusieurs rapports techniques etdonne régulièrement des conférences sur son expérience.B8

VIRGIL G. ROSECitoyenneté :États-UnisINSTRUCTIONHarvard University, Cambridge (MA, É.-U.)Advanced Management Program, 1988Santa Clara University, Santa Clara (CA, É.-U.)M.S. Electrical Engineering, 1986Fresno State University, Fresno (CA, É.-U.)B.S. Electrical Engineering, 1968AFFILIATIONS PROFESSIONNELLESRELEVÉ D’EXPÉRIENCEEx-président, US National CIRED Committee (Int’l. Electric Distribution Systems)Membre sénior, Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE)Membre, Engineering Advisory Board, Fresno State UniversityMembre, Editorial Advisory Board, Electric Light and PowerEx-président, National Parks and Conservation AssociationDirecteur, YMCA de San FranciscoPACIFIC GAS AND ELECTRIC COMPANY1988 – 1995 Vice-président exécutif1985 – 1988 Vice-président1969 – 1985 Divers postes en ingénierie et en gestionM. Rose possède un cabinet de consultation spécialisé en gestion et en soumissionstechniques pour des sociétés publiques d’électricité. Avant d’ouvrir son proprecabinet de consultation en 1995, il a été vice-président exécutif, Pacific Gas andElectric Company, où il a acquis une expérience en gestion de l’exploitation.En 1997, il a agi comme consultant en gestion auprès d’un organisme de fiabilité envue du respect des nouvelles exigences des système suivants : Independent SystemOperator (ISO), Power Exchange (PX), et Regional Transmission Group (RTG).Il est l’ex-président du CIRED US National Committee (conférence internationalesur la distribution électrique), qui favorise l’échange international d’informationspar le biais de conférences techniques semestrielles en Europe.Plan d’action aux tremblements de terre de 1989 – à titre de président du centred’exploitation d’urgence des entreprises publiques, il a dirigé les mesures d’urgencecorporative à la suite du tremblement de terre de Loma Prieta.Projet de remplacement des transformateurs dans le réseau en 1984 – Il a dirigé leprojet touchant les systèmes du réseau de San Francisco et d’Oakland, comprenantune évaluation des risques, l’adoption de mesures provisoires en vue de protéger lasécurité du public et le remplacement efficace de 1000 transformateurs du réseau.M. Rose est l’auteur de plusieurs articles techniques sur la fiabilité de réseau et surla gestion des risques.B9

GILLES G. SAUVÉDate de naissance : Le 6 avril 1935Citoyenneté : CanadaLangues :Français et anglaisINSTRUCTIONÉcole Polytechnique de Montréal, Montréal (Québec)B.Sc.A, Génie électrique, 1960AFFILIATIONS PROFESSIONNELLESOrdre des Ingénieurs du QuébecInstitute of Electrical and Electronical EngineersPrésident honoraire, CNC/CIGRÉEx-président du Comité consultatif, École PolytechniqueRELEVÉ D’EXPÉRIENCEROUSSEAU, SAUVÉ, WARREN INC., Montréal (Québec)1994 – 1996 Président – directeur général1970 – 1994 Membre fondateur, vice-président exécutif et, en 1977, président de BELT, unefiliale spécialisée en transport de l’énergie électrique.Responsable des projets de transport de 735-800 kV pour Hydro-Québec,Niagara Mohawk (É.-U.), Edelca (Venezuela) et Powergrid (Inde).Autres projets de 450 kV c.c. et divers projets c.a. allant de 25 kV à 500 kVdans 20 pays.ACRES QUÉBEC, Montréal (Québec)1966 – 1970 Directeur de projet, lignes et postes 735 et 230 kV, Churchill-FallsHYDRO-QUÉBEC, Montréal (Québec)1965 – 1966 Chef de division, conception de postes HT et EHT1963 – 1966 Ingénieur de projet chargé des cinq premiers postes 735 kV.M. Sauvé est l’auteur de cinq articles sur les lignes et les postes à 735 kV.B10

KÅRE SCHJETNEDate de naissance : Le 12 septembre 1942Citoyenneté : NorvègeINSTRUCTIONInstitut norvégien de technologie (NTH), TrondheimIngénieur civil diplômé, Génie des structures (équivalence : M.Sc.), 1966École gouvernementale d’administration et de gestion pour hautsfonctionnaires, 1979 – 1980AFFILIATIONS PROFESSIONNELLESSociété norvégienne des ingénieurs agréés (NIF)Société polytechnique norvégienneMembre honoraire, Conférence internationale des grands réseaux électriques àhaute tension (CIGRÉ)RELEVÉ D’EXPÉRIENCESTATNETT SF, société responsable du réseau électrique norvégien1995 – À ce jour Vice-président exécutif, directeur de la division ExploitationSTATKRAFT S, corporation norvégienne d’énergie F1994 – 1995 Directeur, section Gestion des immobilisations1992 – 1994 Directeur fonctionnelSTATKRAFT SF, corporation norvégienne d’énergie1991 – 1992 Chef du personnel1990 – 1992 Coordonnateur, projet de réorganisation de Statkraft1990 Directeur, service Immeubles (bureau de conception du développement hydroélectrique)1989 – 1990 Directeur, Ingénierie1988 – 1989 Directeur, Organisation1986 – 1988 Chef, service Lignes de transportCOMMISSION D’ÉLECTRICITÉ DE NORVÈGE1985 – 1986 Directeur de projet, Réorganisation de la Commission d’électricité norvégienne1984 – 1986 Directeur de service, Lignes de transport1975 – 1984 Directeur, Bureau de conception des lignes de transport, Lignes de transport1973 – 1974 Ingénieur, Conception des lignes de transportTRON HORN AS, INGÉNIEUR-CONSEIL1967 – 1973 Ingénieur concepteur, chargé de concevoir des lignes de transport 45, 132, 300et 420 kV avec supports en bois, en aluminium ou en acierB11

V.J. STECIUKCitoyenneté :CanadaINSTRUCTIONUniversité du ManitobaMaîtrise ès sciences, mai 1974Université du ManitobaB.Sc., Génie électrique, mai 1962AFFILIATIONS PROFESSIONNELLESAssociation des ingénieurs professionnels du ManitobaInstitut canadien des ingénieursSociété canadienne de génie électriqueAssociation canadienne de l’électricité (président du comité, Conférence semestriellede planification de distribution ; président, comité Planification du réseaude distribution)Association manitobaine de l’électricitéLigue du service électriqueRELEVÉ D’EXPÉRIENCEMANITOBA HYDRO (Manitoba, Canada)1990 – À ce jour Directeur de division, Exploitation et entretien1993 Directeur de division, région Est1990 Directeur, service Planification du transport c.a.1986 Ingénieur, Planification du transport c.a.1985 Directeur, service Ingénierie de distribution, région Est1984 Directeur, service Conseil à la clientèle1983 Directeur, service Génie de distribution, région Est1982 Directeur, Conception des postes, Transport et postes1973 Directeur, service Génie de distribution, région Ouest1972 Directeur, service Génie de distribution, région Ouest1967 Ingénieur, division Planification du réseau, budget de capitalisation1962 A débuté sa carrière chez Manitoba Hydro au service Exploitation régionaleB12

J.C. ROGER WARRENDate de naissance : Le 11 avril 1931Citoyenneté : CanadaLangues :Parlées : français, anglais et espagnolÉcrites : français, anglais et espagnolINSTRUCTIONUniversité McGill, Montréal (Canada)B.A.Sc., Civil Engineering, 1956AFFILIATIONS PROFESSIONNELLESOrdre des ingénieurs du QuébecInstitut canadien des ingénieursAcadémie canadienne du génieRELEVÉ D’EXPÉRIENCEDepuis 1970Avant 1970ROUSSEAU SAUVÉ WARREN INC. (RSW), Montréal (Québec)Ingénieurs-conseilsMembre fondateur, président et président-directeur général de 1970 à 1994.Président du conseil d’administration depuis 1996. Activement engagé dansl’ingénierie des projets hydroélectriques confiés à l’entreprise.Chargé des études et des rapports de faisabilité pour le développement hydroélectriquede la région Baie James et du rapport technique final sur le développementdu complexe hydroélectrique La-Grande.Directeur du projet d’ingénierie relatif à la centrale LG 2 et de l’aménagementde LG 4.Expert-conseil pour des travaux de galerie au Costa-Rica.Membre du conseil d’administration du BELT (Bureau d’études en lignes detransport), le consortium technique chargé de concevoir les principaux tronçonsde la ligne de transport depuis la région Baie James jusqu’à Montréal.Membre du conseil d’administration de CANSORT et de CONARCAN, entreprisesconjointes chargées de l’ingénierie de deux projets électriques enArgentine.H.G. ACRES LTD. – Ingénieurs-conseils – Niagara-Falls (Ontario)ACRES QUÉBEC – Ingénieurs-conseils – Montréal (Québec)ACRES CDN. BECHTEL – Ingénieurs et gestionnaires de projets –Montréal (Québec)Conception, construction et gestion technique de divers projets hydroélectriquesau Canada (notamment Bersimis, Chute-des-Passes, Manicouagan et Churchill-Falls, au Guatemala et en Colombie).B13

T. ROBERT WOODWARDCitoyenneté :États-UnisINSTRUCTIONBucknell UniversityB.S. Civil EngineeringUniversity of PennsylvaniaPower System Engineering CourseCornell UniversityManagement Executive Development programAmerican Management Association Management CourseAFFILIATIONS PROFESSIONNELLESReprésentant des É.-U. au Comité d’étude 39 – Exploitation et contrôle deréseau, CIGRÉEx-président, comité Exploitation, North American Electric Reliability Council(NERC)Ex-directeur régional, Mid-Atlantic Area CouncilRELEVÉ D’EXPÉRIENCEPOWER SYSTEMS CONSULTING, INC., Westchester (PA, É.-U.)1993 – À ce jour Consultant en exploitation et en planification de réseauA effectué beaucoup de consultation dans les domaines de l’exploitation et de laplanification de réseau, particulièrement relativement à la fiabilité de réseau et àla restructuration de l’industrie en vue d’assurer des marchés concurrentiels enélectricité.A eu une gamme diversifiée de clients, notamment des services publics desdomaines public et privé, des producteurs indépendants d’électricité, desorganismes de fiabilité, des clients internationaux, un promoteur de productiond’électricité et un groupe inter-régional de transport.Avant 1993La carrière de M. Woodward dans l’industrie des services publics en électricités’étend sur près de 45 ans. Entre autres postes, il a été directeur, centre deconduite du réseau, Pennsylvania-New Jersey-Maryland (PJM), qui a coordonnél’exploitation de huit services publics d’électricité dans les États de Middle-Atlantic desservant une charge totale à la pointe de plus de 49 000 mégawatts.B14

ANNEXE CPRATIQUES D’ENTRETIEN EN DISTRIBUTIONCHEZ B.C. HYDRO

ANNEXE CPRATIQUES D’ENTRETIEN EN DISTRIBUTION CHEZ B. C. HYDROLes stratégies d’entretien de B. C. Hydro visent à respecter ou à dépasser les exigencesen matière de sécurité publique, à maximiser l’utilisation des actifs tout au long de leurvie utile ainsi qu’à maintenir ou à améliorer la fiabilité du réseau, tout en maintenant lesdépenses annuelles en entretien à des niveaux stables les plus faibles possibles.Un élément clé de ces stratégies consiste à utiliser des bases de données informatiquespour établir les éléments du réseau de distribution qui doivent être inspectés et pourenregistrer l’historique de l’entretien et des réparations. Ces bases de donnéesd’entretien couvrent actuellement l’inspection des circuits aériens, des poteaux, deslampadaires de rues, de l’équipement du réseau souterrain monté sur socle et decertaines autres installations souterraines. Les informations sur l’emplacement d’uneligne de distribution, d’un circuit ou d’une installation sont habituellement téléchargéessur des ordinateurs portatifs utilisés par le personnel sur le terrain pour enregistrer lesrésultats des inspections et les priorités des réparations. La correction des avaries estalors entreprise et suivie grâce à des ordres de travail émis par ordinateur. Les défautssont détectés par inspection visuelle ou par des tests sur les éléments, par exemple laprocédure « test and treat » sur des poteaux de bois ou encore la technique dethermographie, qui décèle les points chauds sur les conducteurs, les câbles, lesraccords ou l’équipement sous tension.De plus, un rapport annuel est produit sur la performance du service de distribution,fournissant un aperçu de la performance du réseau ainsi que les principales tendances àexaminer dans les futurs programmes d’entretien. Ce rapport est établi à partir dessignalements quotidiens de défectuosités et de pannes, enregistrés dans le systèmeinformatisé de B.C. Hydro appelé « Distribution Trouble Reporting System ». Unélément clé dans la stratégie d’entretien consiste à reporter dans le temps le coût élevéde remplacement des poteaux, grâce à de nouvelles techniques comme leremplacement du pied, le prolongement de la tête ou la pose d’un capuchon sur lesC1

poteaux dans le but de prolonger leur vie utile de façon économique et fiable.Résultat : on estime que la vie utile des poteaux en bois chez B. C. Hydro secaractérise statistiquement par une vie utile moyenne de 35 ans et une vie utilemaximale possible de 60 ans.Une autre élément clé dans la stratégie d’entretien est le programme de maîtrise de lavégétation, qui comporte la gestion informatisée des stocks de végétation. Ceprogramme financé conjointement avec la compagnie de téléphone porte principalementsur l’utilisation efficace des techniques d’émondage tout en respectantl’esthétique, de même que sur l’identification et l’enlèvement des arbres dangereuxselon leur état. Parallèlement, d’importants efforts sont consacrés à renseigner le publicet les pépinières sur le principe suivant : « planter le bon arbre au bon endroit ».Le système de distribution de B. C. Hydro compte environ 50 000 km de lignesaériennes et souterraines ainsi que 820 000 poteaux dont 76 % sont propriété conjointeavec la compagnie de téléphone. Le programme d’entretien en distribution a exigé dansle passé des dépenses d’environ 30 millions de dollars par année. Les frais d’entretiensont de l’ordre de 500 $ par kilomètre par année pour l’ensemble du réseau aérien etde 195 $ par kilomètre pour le réseau souterrain. Le réseau de distribution de BCHydro s’est révélé très fiable, son indice de durée moyenne d’interruption de service(SAIDI) s’établissant entre 1,9 et 3,0 heures d’interruption par client par année aucours des six dernières années.C2

ANNEXE DTECHNIQUES ET EXPÉRIENCE DE DÉGLAÇAGECHEZ MANITOBA HYDRO

ANNEXE DTECHNIQUES ET EXPÉRIENCE DE DÉGLAÇAGECHEZ MANITOBA HYDROLe déglaçage des lignes a été entrepris au Manitoba sur une base expérimentale il y aenviron 35 ans. En 1983 et en 1984, deux tempêtes importantes sont survenues danscette province. Bien que la tempête de verglas de janvier 1998 au Québec ait étébeaucoup plus importante, les événements du Manitoba ont entraîné des interruptionsde courant qui ont duré jusqu’à cinq jours.Un groupe de travail a alors reçu le mandat de proposer des mesures pour mieux faireface aux futures tempêtes et pour réduire les dommages ainsi que le temps derétablissement. Ce groupe a formulé un Plan de gestion des tempêtes de verglas, dontles éléments sont les suivants :• Dans le cas d’une ligne de distribution à 69 kV ou moins, augmenter de12,7 mm (norme CSA) à 19 mm le critère de conception relatif à la capacité dechargement de glace ;• Instaurer une nouvelle alimentation à 230 kV dans les zones les plus exposéesaux accumulations de glace ;• Rendre l’accès aux prévisions météorologiques exactes plus facile ;• Mettre en place, dans les régions les plus exposées, un réseau composé dedouze stations de détection d’accumulation de glace en temps réel et émettantdes signaux d’avertissements rapides à cet effet. Les avertissements peuventêtre envoyés au centre de conduite du réseau et les stations de détectionpeuvent être interrogées à distance ;• Dresser un plan de déglaçage par courts-circuits. Ce plan comprend l’installationd’équipements permanents, à savoir des transformateurs, desD1

interrupteurs, des barres auxiliaires omnibus aux postes ainsi que del’équipement au centre de conduite et du matériel de communication. Lecourant de fonte varie approximativement de 450 à 700 A.• Continuer à utiliser la technique de roulage, c'est-à-dire à enlever mécaniquementla glace des conducteurs, cette technique étant déjà employée depuis denombreuses années, là où il où les techniques de fonte sont impraticables ;• Établir un plan en vue d’enfouir les principales artères de distribution dans lesrégions rurales les plus exposées aux tempêtes de verglas ;• En plus de l’entreposage habituel du matériel d’urgence, prévoir l’équipementet les véhicules appropriés aux endroits stratégiques.L’approche proposée a été mise en œuvre moyennant un coût approximatif de25 millions de dollars et a permis des améliorations substantielles en matière de fiabilitéainsi que des économies marquées de coûts de réparation. Avant l’année 1998, descentaines d’opérations de déglaçage par fonte ont été effectuées sur des réseaux à 33,66 et 115 kV, jusqu’à devenir une procédure d’exploitation courante du réseau. Plusrécemment, à l’hiver 1998, le plan de gestion du déglaçage par fonte et par roulage aété appliqué sans arrêt pendant trois semaines, avec le résultat que très peu d’avaries etd’interruptions du service aux clients ont été enregistrées.Manitoba Hydro prévoit augmenter sa capacité de fonte de glace à la plus grandepartie de son réseau 115 kV autour de la ville de Winnipeg.En ce qui concerne la fonte de glace à des tensions supérieures à 115 kV, une telleopération n’a pas encore été effectuée chez Manitoba Hydro. Cependant, ManitobaHydro poursuit ses recherches sur de nouvelles techniques capables de déglacer desconducteurs à des tensions égales ou supérieures à 230 kV.D2

ANNEXE EENFOUISSEMENT DES LIGNES DE DISTRIBUTION EN ALLEMAGNE

ANNEXE EENFOUISSEMENT DES LIGNES DE DISTRIBUTION EN ALLEMAGNEAu cours des dernières décennies, les réseaux souterrains de la plupart des entreprisesd’électricité en Allemagne ont connu une expansion marquée autant pour leurenvergure que pour leur capacité. Cette croissance est attribuable, d’une part, àl’expansion des réseaux principalement à moyenne et à basse tensions en raison del’ajout de circuits ou l’installation de circuits plus puissants et, d’autre part, parl’enfouissement des lignes aériennes existantes. Les facteurs qui expliquent la tendancecroissante à l’enfouissement des réseaux de distribution sont les suivants :• raccordement de nouvelles zones résidentielles ou industrielles ;• difficulté d’obtenir l’autorisation de construire de nouvelles lignes aériennes,même en zones rurales ;• empiétement croissant sur l’emprise des lignes aériennes existantes ;• tendance croissante de la part des autres services publics à enfouir leursinstallations ;• amélioration de la fiabilité et réduction des frais d’entretien.VEW Energie, entreprise d’électricité et de gaz du nord-ouest de l’Allemagne, quidessert plus de 5 400 000 habitants, possède un réseau de distribution dont 70 % estsouterrain. L’amélioration constante de la technologie du câble, plus précisément lepassage de la technologie de câble isolé au papier imprégné à la technologie des câblesmodernes isolés au XLPE, a rendu le câble lui-même et ses raccords plus fiables et pluséconomiques. Le taux de défaillance annuel sur les réseaux de câble de VEW à 10 kVa chuté à 0,8 défaut/100 km pour le câble et à 0,2/100 km pour les raccords. Cesfaibles taux ont été obtenus grâce à des mesures spéciales en contrôle de la qualité. Deplus, VEW Energie et plusieurs fabricants allemands de câbles ont mis au point unD2

nouveau câble encore plus économique et étanche à l’eau, qui devrait prolongerl’espérance de vie utile des nouvelles installations.Les câbles sont habituellement enfouis directement dans le sol ; pour cette opération, lecoût d’excavation dépend premièrement du type de sol et, deuxièmement du type derevêtement en surface. Dans certains cas particuliers, les câbles souterrains sontdisposés dans des conduits et certaines techniques de forage pour installer le câble ontpermis de réduire les coûts et de minimiser les inconvénients.L’expérience de VEW Energie a permis d’établir que le rapport initial de constructionentre le coût d’installations souterraines et les lignes aériennes se situe dans lafourchette de 1 à 2. Dans certains cas particuliers, lorsqu’il est possible d’installer lecâble à l’aide d’une charrue enfouisseuse, en zones rurales, une artère en câblesouterrain peut être moins coûteuse qu’une ligne aérienne.L’architecture du réseau de distribution européen, en particulier à basse tension, diffèreconsidérablement de celle qui est utilisée en Amérique du Nord. Les transformateursde distribution, installés la plupart du temps dans de petits postes préfabriqués, ont unecapacité de 250, 400 ou 630 kVA. Cette caractéristique, combinée à une basse tensionde 230 ou 400 V, plus élevée qu’en Amérique, facilite l’installation d’un réseau bassetension desservant un plus grand nombre de clients et faisant une meilleure utilisationdu facteur de diversité. Un tel poste muni d’un transformateur 630 kVA peut alimenterenviron 300 foyers. Par ailleurs, les câbles normalisés basse tension isolés au XLPE,comportant un conducteur de calibre 150 mm 2 , peut habituellement desservir environ40 foyers.Les gouvernements locaux favorisent grandement la coordination de l’installation detoutes les conduites souterraines, notamment pour l’électricité, les télécommunications,l’éclairage des rues, le gaz et l’eau. Étant donné que les réseaux récents à câbles isolésau XLPE sont à toutes fins pratiques exempts d’entretien pour toute leur vie utile,aucune inspection de routine ni aucun test des câbles n’est effectué. Une raisonD3

additionnelle favorisant la tendance à l’enfouissement en Allemagne est que les lignesaériennes à moyenne et basse tensions entraînent des dépenses annuelles d’entretien del’ordre de 1 500 à 4 500 $ par kilomètre.D4

1 000 kmCentrale desChurchill FallsComplexeLa GrandeLa Grande-2-AMontagnaisRadissonBaieJamesNemiscauAlbanelComplexeManic-OutardesManic-5Arnaud500 kmMicouaManic-2AbitibiChibougamauManicouaganChamouchouaneChicoutimiLa VérendryeÎle-du-Prince-ÉdouardNouveau-BrunswickNouvelle-ÉcosseRouyn-NorandaGrand-BrûléJacques-CartierQuébecLévisMaineMontréalNicoletAppalachesDes CantonsOntarioVermontComerfordCentralePosteLigne à 735 kVSource : Hydro-QuébecLigne à ±450 kVÉquipementdes réseaux voisinsInterconnexionComité d’expertsd’Hydro-QuébecRapport sur la tempête de verglasde janvier 1998RÉSEAU D’HYDRO-QUÉBECPRODUCTION ET TRANSPORTJuillet 1998 Planche 1

Indices14,00Orage magnétiqueInterruption moyenne du service en heures par client12,0010,008,00Tempête de verglas Lanaudière6,004,002,000,001980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997AnnéesCEAHydro-QuébecSource : Hydro-QuébecComité d’expertsd’Hydro-QuébecRapport sur la tempête de verglasde janvier 1998RÉSEAU D’HYDRO-QUÉBECINDICES DE CONTINUITÉJuillet 1998 Planche 2

In New Brunswick and Nova Scotiamost of the damage was limited tolow voltage lines.Limite approximative de la tempêteQUƒBECCANADAU. S. A.NEWBRUNSWICKP. E. I. CHARLOTTETOWN0 50 100 150 km20 mmArea of greatest damage toelectrical transmission facilities40 mmONTARIO TORONTONEW YORK60 mmKingston¥QUÉBECBrockville¥20 mm40 mmSte-AngŽlique¥Hull¥ OTTAWAGoulbourn ¥ EmbrunTownship¥¥ St-AlbertOsgoode¥Perth¥ Mountain ¥Cornwall¥¥ Watertown¥ OgdensburgLaval ¥¥MontrŽal¥ DorvalPierrefondsMont-Royal¥ ¥¥ Salaberry-de-ValleyfieldBoucherville¥80 mm¥St-Jean-sur-Richelieu¥ Ste-MartineMont-St-GrŽgoireSt-HyacintheSt-Jean-Baptistede-Rouville¥¥Drummondville¥¥ MontrŽal Ste-CŽcile-¥¥ de-MiltonGranbySherbrooke ¥¥MONTPELIERVERMONTNEWHAMPSHIRE¥ St-Martin20mm40 mmMAINE AUGUSTA¥ BangorFreezing rain accumulationJanuary 4 to 10, 1998*20 to 40 mm40 to 60 mm60 to 80 mmover 80 mmHigh-voltage electricaltransmission lineBreaks caused by ice storm(in Canada)**preliminary data FREDERICTON¥Rothesay¥St. StephenSaint John Kentville¥¥¥St. Andrews¥DigbyMoncton ¥AnnapolisValley¥Amherst¥SpringhillN O V AIn the wake of the stormQUEBEC:1,393,000 customers without power,some for more than four weeks (includeshomes, businesses, institutions and others);1,000 hydro towers toppled; 24,000hydro poles downedONTARIO:232,000 customers without power;300 towers toppled or damaged;11,000 poles downedNEW BRUNSWICK:28,000 customers without powerNOVA SCOTIA:20,000 customers without powerS C OT IAHALIFAXMAINE:315,000 customers without power;state of emergency declared forwhole stateNEW HAMPSHIRE:67,586 customers without power;state of emergency in nine of 10 countiesNEW YORK:130,000 customers without power;state of emergency in 10 of 62 countiesVERMONT:33,200 customers without power;state of emergency in six of 14 countiesFreezing rainBoundary betweencold and warm air4 Jan. 1998, 7:00 pm5 Jan. 1998, 7:00 am 6 Jan. 1998, 7:00 am7 Jan. 1998, 7:00 am 8 Jan. 1998, 7:00 am 9 Jan. 1998, 7:00 amSources: Steven Fick/Canadian Geographic; Atmospheric Environment Service, Environment Canada;Hydro-Québec; Ontario Hydro; NB Power; Nova Scotia Power;Base: Canada Base Map Series, Geomatics Canada, Natural Resources CanadaComité d’expertsd’Hydro-QuébecRapport sur la tempête de verglasde janvier 1998INTENSITÉ DE LA TEMPÊTE DE VERGLASDE JANVIER 1998Juillet 1998 Planche 3

Épaisseur radiale maximale du verglas sur un conducteur le 9 janvier à 18 h 00Réseau de transport de l’électricité au pire de la tempête le 9-01-98 (entre 15 h 00 et minuit)25 mm50 mm25 mm50 mmSt-Hyacinthe50 mmLaval75 mmMontréalSt-CésaireGranby50 mm25 mm10 mm0 mm75 mmLignes non touchéesLignes hors serviceSource : Hydro-QuébecComité d’expertsd’Hydro-QuébecRapport sur la tempête de verglasde janvier 1998ÉPAISSEUR RADIALE MAXIMALE DU VERGLASJuillet 1998 Planche 4

Grand-BrûléSorelTracySorel SudCarignanYamaskaSte-PerpétueNicoletChutesHemmingsMarcotteLachuteCarillonRigaudSt-PolycarpeChénierDorionLes CèdresLafontaineBaied'UrféeLanglois De LéryBeauharnoisDuvernayChomedeySaraguayGuyAqueducBout-de-l'îleMtl-EstVigerN-DSt-RémiBrossardDelsonRoussillonAlcanSt-LouisLa CitièreMercierHertelDu TremblayL'AcadieVarennesPierre BoucherLa PrairieChamblyContrecoeurBouchervilleSaint-BasileRichelieuIbervilleRouvilleMarievilleGranthamSainte-HélèneCasavantSainte-RosalieMaskaSaint-DominiqueSaint-DamaseSaint-CésaireLeclercGranbyClevelandActonHériotWaterlooKingseyValcourtLawrencevilleStukelyDesCantonsSherbrookeHuntingtonOrmstownChâteauguaySt-ChrysostomeNapiervilleSaint-SébastienFarnhamBedfordBromontKnowltonCowansvilleSuttonEastmanBolton CenterAustinMagogHemmingfordMansonvilleLignes non touchéesLignes hors serviceSource : Hydro-QuébecComité d’expertsd’Hydro-QuébecRapport sur la tempête de verglasde janvier 1998ÉTENDUE DES DOMMAGES — TRANSPORTJuillet 1998 Planche 5

PlanificationPriorité 120kVReconstructionPlanificationPriorité 735, 315, 230 kVPriorités de reconstructionPriorités de reconstructionPrioritésrétablissementStratégies réseauCoordinationMédiaCoordinationChoix despriorités derétablissementde serviceCMUSt-HubertCMUMTL-LavalCMUT. OuestSt-JérômeCUCRC.D.CMUSt-HyacintheSupport temps réelRemise sous tensionRemise en chargeCoord. ÉquipesPatrouillesTechniquesEtc.Remise sous tensionRemise en chargeCoord. ÉquipesPatrouillesTechniquesEtc.Remise sous tensionRemise en chargeCoord. ÉquipesPatrouillesTechniquesEtc.Mise à jouren continudu bilan duréseauSoutien techniqueet informationTemps réelCERSt-HyacintheCERDesjardinsCERSt-JérômeProcéduresMESCCRCED CED CEDCMU : Centre des mesures d'urgenceCER : Centre d'exploitation régionalCED : Centre d'exploitation de distributionCCR : Centre de conduite du réseauCUCR : Centre d'urgence de conduite du réseauSource : Hydro-QuébecComité d’expertsd’Hydro-QuébecRapport sur la tempête de verglasde janvier 1998PLAN DE RÉTABLISSEMENTJuillet 1998 Planche 7

Nombre de clients non alimentés1 400 0001 200 0001 000 000800 000600 000400 000200 0000Comité d’expertsd’Hydro-QuébecRapport sur la tempête de verglasde janvier 1998ÉVOLUTION DU RÉTABLISSEMENT DU SERVICEJuillet 1998 Planche 86 jan. 987 jan. 989 jan. 9810 jan. 9812 jan. 9813 jan. 9815 jan. 9816 jan. 9818 jan. 9819 jan. 9821 jan. 9822 jan. 9824 jan. 9825 jan. 9827 jan. 9828 jan. 9830 jan. 981 fév. 983 fév. 984 fév. 986 fév. 987 fév. 98Source : Hydro-QuébecDates

BOUCLEQUÉBEC — MAURICIENicoletGrand BrûléCarignanOutaouaisBOUCLEOUTAOUAISEVignanINTERCONNEXION1 000 MWOntarioChénierDuvernayAtwaterAqueducVigerHertelBouchervilleSaint-CésaireBOUCLEMONTÉRÉGIENNEMontérégieDesCantonsChâteauguayBOUCLECENTRE-VILLEINTÉGRATION AU POSTEMONTÉRÉGIEPoste 735 kVPoste 315 kVPoste 230 kVLigne 735 kVLigne 315 kV lineAxe 735 kV projetéAxe 315 kV projetéPour plus de détails, voir le Rapport sur l'état du réseau électriqueremis au ministre d'État des ressources naturelles du Québec,le 21 janvier 1998Comité d’expertsd’Hydro-QuébecRapport sur la tempête de verglasde janvier 1998RENFORCEMENT DU RÉSEAUPROJETS DE TRANSPORT APPROUVÉSSource : Hydro-QuébecPrévisions au 05/02/98 14 h 30Juillet 1998 Planche 9

LG2RadissonNémiscauLG3ChissibiAlbanelLG4LeMoyneChurchillFallsMontagnais**AbitibiZone Nord-EstMicouaChibougamauArnaud*La VérendryeGrand-BrûléChénierDuvernayBouchervilleChamouchouaneCarignan*SaguenayJacques-CartierNicoletManicouaganPérignyLaurentidesLévis*BergeronneChâteauguayNYPAHertelMontérégieDes CantonsAppalachesZone QuébecZone MontréalNEPOOL*Zone étudiéeLignesstratégiquesChoix d'uneligne dansle groupeSource : Hydro-QuébecComité d’expertsd’Hydro-QuébecRapport sur la tempête de verglasde janvier 1998RENFORCEMENT DU RÉSEAUPROJETS DE TRANSPORT PROPOSÉS (version préliminaire)Juillet 1998 Planche 10