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Cette page organise l'évolution de la Centrale de Beauharnois de manière chronologique.

Gestion de la centrale sous l'administration de la Commission hydroélectrique de Québec

Années 1940

• 1944 - Travaux de construction commencés par l'administration précédente poursuivis au barrage régulateur 3 au Coteau, qui a été complété. Excavation de l'argile à blocaux dans le canal. 3 millions de verges cubes d'argile marine dans le canal principal. Entente avec la ville de Salaberry-de-Valleyfield pour reconstruction de deux ponts jetés sur les canaux d'amenée de la Montreal Cottons Company. (RA 1944, p. 9)
• 1945 - Excavation de 6,2 millions de verges cubes d'argile marine. Vérifications de chaque génératrice et réparations durant la saison estivale. Nivellement de la section du canal destinée à la navigation. Reconstruction de deux ponts routiers à Valleyfield. (RA 1945 p. 9)
• 1946 - La production pendant les mois d'hiver a dépassé la puissance nominale de la centrale. Revenu brut de 1946 inférieur de 2 M$ de l'année record de guerre en 1943. Ventes d'énergie secondaire 17% de la production. Commande d'une nouvelle génératrice de 60 cycles qui devrait être en exploitation en 1949. Nouveaux transformateurs de 46 000 kVA avant la fin de 1947. (RA 1946, p. 7)
  • Le rapport de 1946 fait référence pour la première fois à une évaluation d'un ingénieur indépendant qui a estimé la valeur de la centrale à 77 426 675 $ et d'une dépréciation cumulée de 10 507 611 $ au 14 avril 1944.
• 1947 - Progression des revenus de 970 000 $ par rapport à 1946. Changements effectués dans le poste en prévision de l'installation de la génératrice 8 à 60 cycles. La production augmentera de 50 000 hp pour passer à 700 000 hp. Addition d'un nouveau transformateur de 46 000 kVA. Ajouts d'immobilisations de l'année 1 885 000 $ (RA 1947, p. 7)
• 1948 - Production record de 3 958 000 000 kWh, ce qui dépasse la production record de 1944 par 9,5%. Installation du 14^e groupe (no 8). Début de la construction de la centrale numéro 2, «qui doit s'abouter à l'extrémité ouest de la centrale no 1». Elle comprendra éventuellement 12 groupes de 50 000 hp. Les trois premier groupes devraient être mis en service au premier trimestre 1951. La centrale no 1, est en bon état et sera en mesure de faire face à une utilisation intensive en attendant la mise en service de la centrale no 2. (RA 1948, p. 7)
• 1949 - Record de production d'énergie et de puissance. Nos entrepreneurs ont grandement avancé les travaux de la centrale No 2 et il semble que nous puissions mettre les premières génératrices en exploitation avec plusieurs mois d'avance, avant la fin de l'année 1950. Un nouveau pont suspendu, qui a remplacé celui qui a été emporté en 1942, a été ouvert à la circulation en décembre 1949. (RA 1949, p. 8)

Années 1950

• 1950 - Mise en service de deux groupes de 55 000 hp en décembre. Quatre groupes seront mis en service en 1951 et quatre autres en 1952. Bris d'un transformateur de 29.250 kVA, datant de 1932, à la centrale no 1. Le transfo a été réparé. (RA 1950, p. 7)
• 1951
  • Construction d'un poste de manœuvre à Montréal-Nord, au coin de Pie-IX et du chemin de fer du CN. Cette station alimentera des postes satellite dans le nord et le nord-est de la ville. Une ligne de 120 kV relie ce poste à la centrale de Beauharnois. (RA 1951, p. 5)
  • La puissance moyenne du mois de décembre dépasse un million de hp en décembre 1951, une première dans l'histoire. L'installation de quatre nouveaux groupes de 55 000 hp porte à 1 088 000 hp la puissance installée à Beauharnois. Six autres groupes achèveront la section no 2. Déjà commandée, ils seront mis en service en 1952 et 1953. Le dragage s'est poursuivi en 1951. Déblaiement de 1,25 millions de verges cubes à blocaux et 3 millions de verges cubes d'argile ordinaire ont été extraites. (RA 1951, p. 7)
• 1952
  • Mise en service du poste de Montréal-Nord, le plus important du réseau. (RA 1952, p. 5)
  • La centrale, avec ses 24 groupes, devient la plus importante au Canada avec une puissance de 1 300 000 hp. Mise en service de la drague «Hydro-Québec». Durant l'année, les dragues ont extrait 5 947 218 vc d'argile ordinaire et 1 530 746 vc d'argile à blocaux. (RA 1952, p. 7)
  • Le nom de la filiale Beauharnois Light, Heat and Power Company apparaît pour la dernière fois dans le rapport annuel d'Hydro-Québec. (RA 1952, p. 7)
• 1953
  • Le rapport sur la centrale apparaîtra désormais sous l’appellation Commission hydroélectrique de Québec - réseau de Beauharnois (RA 1953, p. 7).
  • Installation et mise en service des deux derniers groupes de la section no 2. La puissance installée s'établit au 31 décembre à 1 418 000 hp. Poursuite des opérations de dragage du canal. En 1953, les dragues, dont la «Hydro-Québec», qui était la plus grosse au monde à l'époque, ont retiré 6 240 389 vcd'argile ordinaire et de 2 051 908 hp d'argile à blocaux. Le volume total extrait du canal entre 1930 et 1953 s'établit maintenant à 152 069 800 vc. Fléchissement de la production de la centrale en février en raison des conditions exceptionnelles de glace (RA 1953, p. 7).
• 1954 - La centrale a atteint sa pointe de charge record (1 076 200 kW/(1 442 500 hp) en novembre 1954. La production a atteint (6 493 136 000 kWh, soit 10% de toute l'hydroélectricité produite au Canada. «La drague «Hydro-Québec» «est toujours en tête parmi les grandes dragues du monde» a retiré 2 500 000 vc à elle seule. Extraction totale de 10 947 468 vc, soit 7 610 900 vc d'argile marine et 3 336 568 vc d'argile à blocaux. Total cumulatif de 163 017 268 vc (124 635 644 m³) depuis 1930. (RA 1954, p. 7)
• 1955
  • Le puissance de pointe s'est établie à 1 469 200 hp pour une production de 7 106 126 000 kWh, soit près de 20 000 000 kWh par jour. Pour fournir cette énergie, une centrale thermique aurait besoin d'un apport quotidien de 200 wagons de charbon de 50 tonnes chacun (RA 1955, p. 7).
  • Dragage se poursuit. Retrait de 7 500 000 vc de matériel, dont 2 797 014 retirées par la drague «Hydro-Québec», qui aurait travaillé «dans du matériel très difficile à manier» (RA 1955, p. 7).
  • Conditions de glace très difficiles en décembre. Les conditions rendent l'exploitation difficile en raison de ce problème «que nos ingénieurs étudient très soigneusement». (RA 1955, p. 7)
• 1956
  • Autre record de production. Augmentation de la production de 13% sur 1955. Raisons évoquées: augmentation de la demande; meilleurs moyens d'interconnexion et conditions hydrauliques au cours de l'hiver. La production a atteint 25 000 000 kWh à 7 reprises au cours du mois de décembre 1956 (RA 1956, p. 7).
  • Dragage se poursuit à un rythme accéléré. Retrait de 10 230 000 vc de matériel, dont 5 200 000 retirées par la drague «Hydro-Québec». (RA 1956, p. 7).
  • Entente avec Hydro Ontario pour remplacer les 6 groupes à 25 cycles de la première section de la centrale. Ils seront mis à neuf à 60 Hz (RA 1956, p. 7).
• 1957
  • En 1957, la Centrale de Beauharnois a fourni près de 80 % de la production d'Hydro-Québec avec un apport de 7 891 109 000 kWh sur une production totale de plus de 11,2 TWh. Il s'agit d'une autre année record (RA 1957, p. 5).
  • La conversion de 4 groupes de 25 à 60 Hz dans la première section a été complétée. Les deux autres groupes sont convertis en 1958. Des modifications ont été apportées au poste de transformation pour convertir cette interconnexion vers l'Ontario à la nouvelle fréquence. La construction de la centrale no 3 est en bonne voie. L'objectif est de porter la puissance installée définitive de la centrale à 2 250 000 hp (RA 1957, p. 5).
  • L'excavation du canal se poursuit au rythme prévu, soit entre 8 et 10 millions de vc par année (RA 1957, p. 5).
• 1958
  • Rapport du président: «La centrale de Beauharnois, qui se complète en même temps que les travaux de la voie maritime à Beauharnois, deviendra avec les 800 000 chevaux de son dernier tiers, la plus grande centrale hydroélectrique de tout le pays» (RA 1958, p. 7-8).
  • En fin d'année, la commission note «une réduction imprévue dans le débit régulier de St-Laurent, par suite d'embâcles de glace dans la section internationale du fleuve». Cet embâcle a contracté la production de Beauharnois (RA 1958, p. 11).
  • La conversion des groupes de 25 à 60 a été complétée, ce qui améliore les interconnexions avec le réseau de l'Ontario et les raccords avec Montréal. Nouvelle ligne vers l'ouest de Montréal et installation de 2 transformateurs de 200 000 kVA pour alimenter la ligne vers l'Ontario (RA 1958, p. 11).
  • Le dragage se poursuit au rythme prévu. Retrait de 6 270 000 vc de matériel, dont 2 627 000 vc retirées par la drague «Hydro-Québec». L'excavation cumulative s'élève à 198 060 725 vc. On entrevoit la fin des travaux de creusage prévus. Le chenal de navigation de 14 milles deviendra une voie de circulation pour les bateaux à tirant de 27 pieds. Il a fallu déplacer, une travée de 200 pieds de longueur et d'un poids de 1300 tonnes du pont routier et ferroviaire entre Valleyfield et St-Louis de Gonzague pour faciliter la navigation. Cette travée a été remplacée par une travée levante (RA 1958, p. 15-16).
  • La construction de la 3^e et dernière section se poursuit. Une partie des groupes seront installés dès 1959 (RA 1958, p. 16).

Le pont Saint-Louis à Saint-Louis-de-Gonzague.

• 1959
  • Les 5 des 11 groupes de 73 700 hp de la 3^e section de l'usine ont commencé à produire. Révision de la puissance des appareils de coupure dans les postes de sectionnement et dans les centrales (RA 1959, p. 12, 14).
  • Travaux de dragage se continuent, mais on entrevoit la fin des travaux. Retrait de 8 592 000 vc d'argile marine ou d'argile à blocaux, dont 3 233 000 vc retirées par la drague «Hydro-Québec» (RA 1959, p. 12).
  • Retraits des piliers sur lesquels s'appuyaient les travées des deux ponts ferroviaires qui traversent le chenal de navigation dans le canal, l'une près de Valleyfield et l'autre près de Saint-Louis-de-Gonzague (RA 1959, p. 14).
  • Construction d'un centre de service près de la centrale. L'édifica abrite des entrepôts, des ateliers, un garage et des bureaux. Les vieux hangars disgracieux qui remontaient au début de la construction ont été enlevés (RA 1959, p. 14).

Années 1960

• 1960
  • Quatre nouveaux groupes générateurs ont été ajoutés aux 31 groupes déjà en exploitation. La production de Beauharnois a atteint 8.46 TWh. La réduction de puissance à cause des glaces dans le canal est toujours un problème. Des études sont en cours (RA 1960, p. 13).
  • Puissance installée à la fin de 1960: 1 515 000 kW. L'installation des derniers groupes portera sa puissance à 1 625 000 kW (RA 1960, p. 14).
  • Le dernier groupe qui reste à installer le sera sous peu. «Il sera possible d'y installer plus tard un 11^e et dernier groupe, si les conditions hydrauliques l'exigent ou le rendent recommandable» (RA 1960, p. 15).
  • Travaux de dragage tirent à leur fin. Retrait de 6 390 000 vc d'argile marine ou d'argile à blocaux (RA 1960, p. 15).
  • Le détournement de l'eau du Saint-Laurent dans le canal de Beauharnois rend nécessaire la construction d'ouvrages compensateurs à la Po9inte du Buisson et tout le long du fleuve pour rétablir les niveaux d'eau dans la région entre les lacs Saint-François et Saint-Louis (RA 1960, p. 15).
  • Construction d'une ligne double à 120 kV entre la centrale no 3 de Beauharnois et le poste Les Cèdres pour assurer un supplément d'énergie dans l'ouest de l'île de Montréal. (RA 1960, p. 17).
• 1961
  • Les travaux à Beauharnois se sont terminés en mars. «À elle seule la centrale a produit environ 9.8% de toute l'énergie hydroélectrique produite au Canada» (RA 1961, p. 6).
  • Production en 1961: 10 168 740 000 kWh (RA 1961, p. 11).
  • Puissance installée en 1961: 1 574 260 kW (RA 1961, p. 12).
  • Parachèvement de l'installation des deux derniers groupes de la troisième phase de l'aménagement. L'équipement de Beauharnois est terminé, mais un 37^e groupe pourrait être installé plus tard «advenant qu'un régime hydraulique favorable et d'autres facteurs économiques le justifient». (RA 1961, p. 17).
  • Les travaux de dragage se sont poursuivi. «[...] un programme gigantesque qui prévoyait le déblai de 15% de plus de matériaux que lors des travaux d'excavation du canal de Panamá». Travaux de protection des berges et enlèvement des blocaux obstruant la voie maritime. (RA 1961, p. 17).
  • Travaux de construction d'ouvrages compensateurs à la Pointe-du-Buisson se poursuivent en vue de rétablir les niveaux d'eau. Les travaux seront terminés en 1962. (RA 1961, p. 17).
• 1962
  • Achèvement des travaux compensateurs à Pointe-du-Buisson (RA 1962, p. 7)
  • Production en 1962: 10 029 040 000 kWh (RA 1962, p. 11).
  • Puissance installée en 1962: 1 574 260 kW (RA 1962, p. 13).
  • Par suite de la dérivation progressive vers la centrale de Beauharnois, il était nécessaire de régulariser l'étiage entre les lacs Saint-François et Saint-Louis afin de redonner aux territoires riverains leurs caractéristiques géographiques. L'ouvrage de contrôle de Pointe-du-Buisson a été achevé à la fin de l'année 1962. Il est d'une longueur de 5000 pieds de Pointe-du-Buisson sur la rive-sud à l'ouest de la Pointe-des-Cascades sur la rive nord. Il formera un lac d'environ 3 milles de longueur sur un mille de largeur et rehaussera le niveau d'eau de 10 pieds. L'ouvrage comporte trois structures de béton. Sur la rive-sud, une digue de 20 pieds de hauteur et de 1475 pieds de longueur. Section centrale, un évacuateur de 700 pieds à 14 pertuis . Une structure de 2819 pieds relie le reste de l'ouvrage à la rive nord.(RA 1962, p. 18).
• 1963
  • Niveau d'eau des bassins du fleuve Saint-Laurent et de la rivière des Outaouais était inférieur à la normale en 1963. (RA 1963, p. 16)
  • La centrale de Beauharnois compte pour 37% de la production totale de 26 TWh (RA 1963, p. 16)
  • Le raccordement des réseaux de l'Hydro-Québec et de l'Hydro-Ontario (puissance 14 000 MW) permettra de les exploiter en synchronisme. L'interconnexion entre le réseau de l'est ontarien et la centrale de Beauharnois permettra de fournir une assistance advenant une perte importante de puissance. (RA 1963, p. 16)
  • Construction de deux postes électriques à 120 kV: Larocque, près de Valleyfield, et Saint-Louis. Ce dernier poste desservira la région de Beauharnois desservie par la filiale Shawinigan (RA 1963, p. 22).
  • Travaux d'aménagement d'une digue en terre de 1000 pieds et d'un déversoir de crue avec 14 vannes de pertuis de 40 pieds à Pointe-aux-Cascades. Les travaux seront terminés en 1964. (RA 1963, p. 22)
• 1964
  • Pour améliorer les conditions hydrauliques et faciliter la formation de glace dans le canal Beauharnois à l'époque du gel, des travaux de dragage ont été entrepris et des estacades ont été ancrées dans le lit du canal. (RA 1964, p. 14)
  • On a installé des limnimètres dans les lacs St-François et St-Louis, dans le lac des Deux-Montagnes et dans l'Outaouais pour enregistrer les niveaux d'eau à l'intention des intéressés. On a entamé un programme de rénovation de l'appareillage aux centrales génératrices des Cèdres et de Rivières-des-Prairies. (RA 1964, p. 14)
• 1965 - Aucune mention de la centrale de Beauharnois.
• 1966 - Production en 1966: 10 213 080 kWh (RA 1966, p. 51).
• 1967
  • Durant l'automne 1967, «le débit du Saint-Laurent a été porté à une valeur telle qu'il a été possible d'utiliser toute la puissance installée (1 574 260 kilowatts) de la centrale Beauharnois. Durant la journée du 26 décembre, cette centrale a même atteint la production record de 36 millions de kilowattheures, déployant ainsi une puissance moyenne de 1 500 000 kilowatts.» (RA 1967, p. 14).
  • «D'autre part, la direction Planification a continué en 1967 et terminera bientôt les études techniques et économiques portant sur la reprise possible des 600 000 kilowatts de puissance actuellement livrés à l'Ontario. Ces contrats de fourniture, à moins d'être reconduits, expireront au cours de la période de 1969 à 1976.» (RA 1967, p. 45).
  • Production en 1967: 10 731 306 kWh (RA 1967, p. 33).
• 1968
  • «Dès le lendemain de la pointe (survenue le 16 décembre), la puissance réalisable à la centrale de Beauharnois se trouvait réduite d'une façon plus brutale que d'habitude par la formation du couvert de glace sur le canal. Cette situation a entraîné la nécessité de réduire certaines fournitures industrielles conformément aux contrats existants. La plupart des délestages sont devenus nécessaires entre 16 et 19h au cours de six journées différentes jusqu'au 28 décembre. La quantité d'énergie demande et non fournie ne représente que 0,01% de la consommation annuelle.» (RA 1968, p. 16)
  • «Le Saint-Laurent est le seul cours d'eau qui ait bénéficié d'une hydraulicité supérieure à la moyenne (115%) et cela grâce aux niveaux des Grands Lacs, ce qui a permis à la centrale de Beauharnois d'atteindre la production record de 11,3 TWh, son maximum précédent ayant été de 10,7 TWh en 1967. À elle seule, cette centrale a fourni 27% de la production totale.» (RA 1968, p. 37)
  • Signature de contrats d'exportation: «Dans le cas de l'Ontario, la nouvelle convention sera substituée à divers contrats de fourniture, portant sur un total de 600000 kW, qui expireront de 1969 à 1976, et porterait elle-même sur une puissance maximale de 750 000 kW. L'Hydro-Québec livrera 28 TWh au réseau ontarien de juin 1971 à mai 1977, en utilisant surtout les deux lignes à 230 kV qui relient la centrale de Beauharnois à l'Ontario Hydro. L'Hydro-Québec se réserve le droit d'interrompre les fournitures aux heures de pointe, sauf pendant les deux dernières années, alors qu'elle garantira la fourniture continuelle d'une puissance de 500 000 kW.» (RA 1968, p. 39)
  • Ouvrages remédiateurs: «En amont de la centrale de Beauharnois, entre les lacs Saint-Louis et Saint-François, l'Hydro-Québec a entrepris depuis plusieurs années la construction d'une série de barrages en cascade dans le lit du fleuve Saint-Laurent afin de restituer en partie les plans d'eau qui existaient avant le détournement d'une grande partie des eaux du fleuve dans le canal de Beauharnois. Deux de ces barrages, Pointe-du-Buisson et Pointe-des-Cascades, sont terminés. La construction d'un troisième barrage, à Saint-Timothée s'est poursuivie au cours de l'année.» (RA 1968, p. 42)
  • Production en 1968: 11 310 000 000 kWh (RA 1968, p. 32).
• 1969
  • Production record de 11.7 TWh en raison d'une hydraulicité largement supérieure à la moyenne (122%). À elle seule, la centrale de Beauharnois a fourni 24,7% de la production totale. (RA 1969, p. 16)
  • Les ententes d'exportation entre 1971 et 1977 avec l'Ontario et le Nouveau-Brunswick généreront des ventes d'environ 120 millions $. Ces ententes prévoient aussi des protocoles d'assistance mutuelle. Les projets d'entente ont été soumis pour examen à la fin de l'année. La lettre d'entente avec Ontario Hydro prévoit des livraisons de 28 TWh en six ans en plus de livraisons d'électricité additionnelle, le tout sujet à des ententes ponctuelles. (RA 1969, p. 18)
  • Production en 1969: 11 653 000 000 kWh (RA 1969, p. 52).

Années 1970

• 1970
  • La pointe annuelle est survenue à 17h le 22 décembre (8881 MW), La température était de –2°F. Forte réduction de puissance à Beauharnois à ce moment en raison de la glace. (RA 1970, p. 15).
  • Le contrat avec Ontario Hydro a été signé le 2 octobre 1970 pour le 28 TWh. Une entente distincte a été signée le 28 septembre pour la fourniture de 2.6 TWh d'électricité interruptible entre juin 1970 et le 31 mai 1971 (RA 1970, p. 19).
  • «La tâche de remédier aux effets produits sur l'environnement par le creusage du canal de Beauharnois de 1929 à 1932 a franchi de nouvelles et importantes étapes au cours de l'année [1970]. En construction depuis plusieurs années, le barrage remédiateur de Saint-Timothée a été mis en eau au début de l’automne et ses vannes seront télécommandées en 1971 de la centrale des Cèdres, située tout près. Ce barrage s'ajoute à ceux de Pointe-du-Buisson,de Pointe-des-Cascades et de l'Île Juillet pour restituer en partir les plans d'eau qui existaient avant le détournement d'une grande partie des eaux du fleuve dans le canal de Beauharnois.» (RA 1970, p. 21).
  • «Commencé en 1967, le dévasement de la petite rivière Saint-Louis, qui est parallèle au canal de Beauharnois et baigne des paroisses comme Saint-Clément, Saint-Louis-de-Gonzague et Saint-Étienne, a été terminé sur une longueur de 16 milles.» (RA 1970, p. 21).
  • Production en 1970: 11 815 000 000 kWh (RA 1970, p. 52).
• 1971 - Production en 1971: 11 923 000 000 kWh (RA 1971, p. 44).
• 1972
  • L'Assemblée nationale autorise la négociation d'un contrat et d'une entente d'assistance mutuelle avec Consolidated Edison of New York et la PASNY. L'entente repose entièrement sur les ressources déjà en service et prévoit la construction d'une ligne à très haute tension entre le Québec et l'État de New York. L'entente s'applique uniquement l'été et couvre un maximum de 20 années à compter de 1977. Entre 1977 et 1981, Hydro-Québec fournira 14.14 TWh au coût estimé de 123 millions $. Les quantités et les prix seront renégociés pour les années suivantes. Une puissance de 800 MW sera mise à la disposition des clients américains en saison estivale. (RA 1972, p. 16)
  • Installation de la télécommande au poste de Beauharnois. À la fin 1972, 138 postes étaient télécommandés. (RA 1972, p. 24).
  • Production en 1972: 11 724 000 000 kWh (RA 1972, p. 44).
• 1973
  • La centrale de Beauharnois produit à elle seule 12.4 TWh en 1973, surpassant le record de 11.9 TWh qu'elle avait atteint en 1971, ce qui s'explique par les très hauts débits du fleuve Saint-Laurent. (RAct 1973, p. 23)
  • Apports moyens sur les principaux bassin: Saint-Laurent à la sortie du lac Saint-François 305 600 pieds cubes/seconde. Supérieur de 26,5% à la moyenne des années antérieures (RAct 1973, p. 24).
  • Contrat de 20 ans signé avec PASNY qui prévoit une assistance mutuelle pour couvrir les pointes de demande de New York l'été et du Québec l'hiver. L'entente entrera en vigueur en le 1^er juin 1977 ou lors de la mise en service de l'interconnexion. Elle prévoit des transferts de 800 MW pendant les mois d'été. De 1991 à 1996, Hydro-Québec pourra réduire la puissance fournie à PASNY s'il arrive que la charge au Québec soit fortement augmentée. (RAct 1973, p. 24).
  • La ligne de transport à 765 kV aura une longueur de 38 milles en territoire canadien. Elle partira du nouveau poste Châteauguay, situé à 3 milles à l'est de la centrale de Beauharnois. Le nouveau poste sera alimenté par 4 lignes à 120 kV venant de la centrale, dont certains groupes produiront l'énergie qui sera fournie à PASNY en saison estivale. Le poste Châteauguay sera aussi relié au réseau 735 kV par une ligne provenant de Boucherville, qui passera par le futur poste Hertel, ce qui permettra de prendre livraison qui viendra éventuellement des États-Unis en hiver. Du côté américain, la ligne se terminera dans un poste situé près de la centrale Robert Moses à Massena. L'électricité qui sera livrée au Québec en hiver proviendra de cette centrale hydroélectrique située en amont de Beauharnois. Les deux réseaux seront connectés radialement, sans que les réseau fonctionnent en synchronisme. (RAct 1973, p. 32).
  • Production en 1973: 12 409 000 000 kWh (RA 1973, p. 40).
• 1974
  • La puissance souscrite prévue dans le contrat avec Ontario Hydro est passée de 800 à 1000 MW pour les trois dernières années du contrat. Les prix de l'énergie ont augmenté; celui de l'énergie excédentaire fournie aux réseaux voisins ayant plus que doublé. (RAct 1974, p. 6)
  • Apport moyen sur le bassin du Saint-Laurent 8 414 m³/s à la sortie du lac Saint-François, en baisse de 2,7% sur 1973, mais 20,5% supérieur à la moyenne des 10 dernières années. (RAct 1974, p. 10)
  • Dépôt d'une requête à l'Office national de l'énergie pour autoriser l'interconnexion à 765 kV avec l'État de New York en juin 1974. La ligne aura une longueur totale de 306 km, dont une partie en territoire canadien (56 km). Le point d'interconnexion sera situé entre Dundee et Fort Covington. Du côté américain, la ligne passera par la centrale Robert Moses à Massena en direction d'un poste de PASNY situé à Marcy, près d'Albany (RAct 1974, p. 13)
  • D'importants travaux de réfection ont été entrepris à la centrale de Beauharnois en 1974. Certaines fissures apparues depuis quelques années dans le béton de l'aile droite de la prise d'eau (cloison sud) et dans le mur situé entre le bâtiment administratif et la centrale étaient dues au fait que tout la prise d'eau de 975 m se contracte en hiver et s'allonge en été. Les fissures ont été épinglées et colmatées grâce à une méthode économique et des joins de dilatation seront établis entre le bâtiment administratif et le reste de la centrale. La prise d'eau elle même a des joins de dilatation. (RAct 1974, p. 28)
  • Production en 1974: 11 879 000 000 kWh (RA 1974, p. 40).
• 1975
  • Au moment de la pointe, le 19 décembre (12 478 MW), 964 MW de production étaient immobilisés sur le réseau en raison de restrictions hydrauliques, comme la formation du couvert de glace sur le canal de Beauharnois. (RAct 1975, p. 10).
  • Apport moyen sur le bassin du Saint-Laurent 8 019 m³/s à la sortie du lac Saint-François, en baisse de 4,7% sur 1974, mais 8,6% supérieur à la moyenne des 10 dernières années. (RAct 1975, p. 12)
  • L'Office national de l'énergie doit entendre la requête d'Hydro-Québec pour la ligne Québec-New York à compter du 1^er juin 1976 (RAct 1975, p. 13).
  • La télécommande des vannes du barrage de l'Île Juillet en amont de la centrale des Cèdres sera mise en service en 1976. Les vannes du barrage de Pointe-du-Buisson sont déjà télécommandées. (RAct 1975, p. 24)
  • Une réfection majeure a été complétée à Beauharnois en 1975. Un devis technique a été préparé pour le conditionnement d'air à Beauharnois. (RAct 1975, p. 45)
  • Réfection des ponts levants Saint-Louis et Larocque sur le canal de Beauharnois (RAct 1975, p. 46).
  • Des études environnementales ont été entreprises pour les postes 315 kV De Léry, situé dans la région de Beauharnois et Langlois sur l'île de Valleyfield (RAct 1975, p. 48).
  • Production en 1975: 11 996 000 000 kWh (RA 1975, p. 40).

• 1976
  • Difficultés de production au moment de l'appel maximal de la clientèle québécoise le 13 décembre 1976 à 17h (14 426 MW). La température extérieure était de –23°C à Montréal. À ce moment, le réseau était privé de certains groupes de Churchill Falls qui étaient en panne et de la formation hâtive de glace en amont de la centrale de Beauharnois, qui en réduisait fortement la production. (RAct 1976, p. 10).
  • Apport moyen sur le bassin du Saint-Laurent 8 796 m³/s à la sortie du lac Saint-François, en hausse de 9,7% sur 1975, et 14,9% supérieur à la moyenne des 10 dernières années. (RAct 1976, p. 12)
  • Hydro-Québec a obtenu les dernières autorisations nécessaires pour relier son réseau à celui de l'État de New York au moyen d'une ligne à 765 kV. La nouvelle ligne doit entièrement être construite en 1977 et devrait entrer en service le 1^er juin 1978, elle permettra d'exporter 12 TWh pendant les 4 premières années, qui généreront des revenus de 105 millions $. Le permis d'exportation a été limité à 13 ans et l'ONE s'est aussi réservé le droit d'approuver le prix de vente après la première période du contrat qui se termine en 1981. La centrale de Beauharnois produira l'électricité à PASNY. (RAct 1976, p. 13)
  • Un contrat d'exportation qui remontait au 29 novembre 1929 et qui portait sur une puissance de 186.5 MW a pris fin le 1^er novembre 1976. L'autre contrat avec Ontario Hydro prendra fin le 31 mai 1977. Les ententes d'interconnexion avec les réseaux voisins se poursuivront malgré la fin des contrats à long terme à titers de contrats d'assistance mutuelle. (RAct 1976, p. 14)
  • Travaux de réfection des turbo-alternateurs à Beauharnois et inspection générale de Coteau-du-Lac (RAct 1976, p. 40).
  • Production en 1976: 11 555 000 000 kWh (RA 1976, p. F16).

• 1977
  • Apport moyen sur le bassin du Saint-Laurent 7 700 m³/s à la sortie du lac Saint-François, en baisse de 12,4% sur 1976, et 1,4% inférieur à la moyenne des 10 dernières années. (RAct 1977, p. 11)
  • La portion québécoise de la ligne d'interconnexion à 765 kV a été presque entièrement construite. Elle sera terminée tôt en 1978 et le contrat prendra effet au fur et à mesure que la portion américaine de la ligne le permettra. (RAct 1977, p. 16)
  • La ligne Châteauguay est portée par des pylônes en V haubanés (RAct 1977, p. 28)
  • Projet de désaffection pour la centrale de Chambly en discussion avec le ministère des Richesses naturelles. (RAct 1977, p. 21)
  • Rétablissement des pannes générale: La centrale de Beauharnois est parmi les premières à être redémarrées en cas de panne générale, avec Carillon et Les Cèdres. (RAct 1977, p. 30)
  • Rembobinage de l'alternateur 2 à Beauharnois.(RAct 1977, p. 36)
  • «Les études entreprises pour déterminer les causes des dislocations qui se produisent à Beauharnois à l'intersection de la cloison en rive droite et la prise d'eau tendent à confirmer que ces mouvements sont dus à l'expansion du béton causée par une réaction entre les alcalis dans le ciment et les agrégats contenus dans le béton. Il semble que les effets sont pires dans les bétons utilisés lors de la première phase de construction (1932) que dans les bétons des deuxième (1950) et troisième phases (1960). Par contre, des essais montrent que la résistance du béton est généralement bonne».(RAct 1977, p. 36)
  • Production en 1977: 11 445 000 000 kWh (RA 1977, p. F17).

Années 1990

• 1995
  • Certains de ces travaux sont considérables, comme la réfection de la centrale de Beauharnois, située près de Montréal, à laquelle nous affecterons environ 775 M$ entre 1995 et 1999. (Rapport annuel 1995, p. 13)

Années 2000

• 2000
  • Les travaux majeurs de réfection des centrales se poursuivent et ont pour but d’en prolonger la durée de vie utile et d’accroître la fiabilité de la production d’électricité. Il s’agit notamment du projet de Beauharnois, pour lequel une somme de 82 M$ a été consacrée cette année principalement à des travaux d’infrastructure, de modernisation et de réfection majeure de différents groupes turbines-alternateurs ainsi qu’à la construction de bâtiments annexés à la centrale. Selon l’avancement des travaux, nous effectuons des mises en service depuis 1994. (Rapport annuel 2000, p. 50)

• 2001
  • Achèvement des travaux qui permettront de recourir à la production de la centrale de Beauharnois et qui contribueront à sécuriser l’alimentation électrique de l’île de Montréal. (Rapport annuel 2001, p. 19)
  • La centrale de Beauharnois compte parmi les plus anciennes et les plus puissantes du Québec. Ses 38 groupes enjambent un canal sur près de un kilomètre. D'importants travaux de réhabilitation sont en cours depuis 1994 afin de prolonger de plusieurs décennies la vie utile de cette centrale stratégique. (Rapport annuel 2001, p. 22)
  • L’Ordre des architectes du Québec a accordé une mention d’excellence à Hydro-Québec, dans la catégorie Architecture industrielle, pour la conception du bâtiment ouest de la centrale de Beauharnois, qui fait l’objet d’un important programme de réfection. (Rapport annuel 2001, p. 35)
  • Il s’agit notamment de la réhabilitation de la centrale de Beauharnois, dans laquelle nous avons investi 40 M$. Cette somme a été consacrée essentiellement à la réfection et à la modernisation de différents groupes turbines-alternateurs et à des travaux de réfection et de renforcement de la structure principale de la centrale. (Rapport annuel 2001, p. 60)

• 2002
  • Améliorations importantes apportées au robot Scompi, employé pour des travaux de fabrication et de réparation de roues de turbines hydrauliques. Ce robot a démontré ses nombreux avantages lorsqu'il a été utilisé à la centrale de Beauharnois ainsi que dans le cadre d'un projet en Chine piloté par GE Hydro. (Rapport annuel 2002, p. 27)
  • Poursuite des travaux de réhabilitation de la centrale de Beauharnois, un projet de 1,5 G$ qui a débuté en 1994 et qui devrait se terminer en 2013. En 2002, la division a achevé la réfection de trois groupes turbines-alternateurs, ainsi que la construction du bâtiment est de la centrale, qui servira de poste de départ. (Rapport annuel 2002, p. 31)

• 2003
  • Poursuite des travaux majeurs de réhabilitation de la centrale de Beauharnois. Ce projet prolongera la durée de vie de cette centrale, la cinquième en importance au Québec.
  • Poursuite de la réfection des barrages du Coteau-1, du Coteau-3, de l’Île-Juillet-1 et de l’Île-Juillet-2, en amont de la centrale des Cèdres. (Rapport annuel 2003, p. 12)
  • Utilisation de la passe à poissons installée au barrage de Beauharnois par 60 000 anguilles durant la période de migration, une augmentation substantielle par rapport à 2002. (Rapport annuel 2003, p. 14)
  • Poursuite des travaux de réhabilitation de la centrale de Beauharnois (1 658 MW) et réfection des tabliers des ouvrages compensateurs des barrages de l’Île-Juillet-1 et de l’Île-Juillet-2. (Rapport annuel 2003, p. 39)

• 2005
  • À la centrale de Beauharnois, les travaux de réfection suivent leur cours. Sa production annuelle aura augmenté de 170 GWh à la fin des travaux en 2016. (Rapport annuel 2005, p. 12)

• 2006
  • La réfection des barrages du Coteau-1, du Coteau-3 et de l’Île-Juillet va bon train ; celle du barrage Melville, au complexe de Shawinigan, a débuté en 2006. (Rapport annuel 2006, p. 12)

• 2007
  • En Montérégie, la réhabilitation de la centrale de Beauharnois suit son cours. À la fin des travaux, en 2016, la production annuelle de cette centrale devrait avoir augmenté de quelque 200 GWh.
  • La réhabilitation des barrages Mercier (Outaouais), du Coteau-1, du Coteau-3 et de l’Île-Juillet (Montérégie) se poursuit, de même que celle du barrage Melville au complexe de Shawinigan (Mauricie).
  • Nous avons testé un modèle numérique pour évaluer le comportement structural de la centrale de Beauharnois en cas de séisme, ce qui nous a permis de réduire considérablement l’ampleur des travaux de renforcement de la centrale. Grâce à cet outil, nous pourrons également appliquer des mesures préventives au cours de la réfection d’autres installations. (Rapport annuel 2007, p. 33)
  • Il a aussi entériné la poursuite des travaux de réfection des groupes turbines-alternateurs de la centrale de Beauharnois (Rapport annuel 2007, p. 110)

Années 2010

• 2016 - En 2016, nous avons consacré 344 millions de dollars à la réfection d’ouvrages de production et au rééquipement de centrales, dont des projets majeurs aux centrales Robert-Bourassa, de Beauharnois, des Rapides-des-Quinze et de La Gabelle. Au moment de réhabiliter les centrales, nous augmentons leur puissance installée ou leur rendement, lorsque c’est possible. (RA 2016, p. 16)
• 2017 - Dans le domaine de la production, Hydro‑Québec Innovation, équipement et services partagés a notamment poursuivi la construction du complexe hydroélectrique de la Romaine et la réfection d’ouvrages à la centrale de Beauharnois. (RA 2017, p. 35)
• 2018 - Dans le domaine de la production, Hydro-Québec Innovation, équipement et services partagés a notamment poursuivi [...] la réfection de groupes turbine-alternateur à la centrale de Beauharnois et la réhabilitation des services auxiliaires de la centrale de Carillon. (RA 2018, p. 53)
• 2019 - Hydro-Québec Innovation, équipement et services partagés a notamment poursuivi [...] la réhabilitation des systèmes auxiliaires de la centrale de Carillon et des groupes turbine-alternateur des centrales Robert-Bourassa et de Beauharnois. (RA 2019, p. 52)

Extraits pertinents d'ouvrages

Centrale des Cèdres

« L’aménagement des Cèdres est situé sur le fleuve Saint-Laurent, entre le lac Saint-François et le lac Saint-Louis. La composante principale de la gestion des eaux dans ce secteur est le canal de Beauharnois, qui détourne les eaux du fleuve vers la centrale du même nom. Les conditions hydrodynamiques dans le secteur des Cèdres sont presque entièrement contrôlées par des ouvrages hydrauliques. Ainsi, de l’amont vers l’aval, on rencontre :

• les barrages du Coteau ;
• la centrale des Cèdres et les barrages de l’Île-Juillet ;
• les ouvrages compensateurs (Saint-Timothée, Pointe-du-Buisson et Pointe-des- Cascades).

L’emplacement de ces infrastructures est indiqué sur la carte 2-1. Les paragraphes suivants décrivent leur influence historique sur la gestion des eaux du fleuve Saint- Laurent.

Au début des années 1900, la Pittsburgh Aluminum Company (qui deviendra plus tard le groupe industriel Alcoa), souhaitant agrandir ses installations de Massena dans l’État de New York, conclut une entente avec la Cedars Rapids Manufacturing and Power Company pour mettre en valeur les rapides des Cèdres dans la section Soulanges du fleuve Saint-Laurent. La Cedars Rapids Manufacturing and Power Company était une entreprise conjointe des deux grandes entreprises électriques privées du Québec à l’époque, la Montreal Light, Heat and Power Company et la Shawinigan Water and Power Company.

La centrale des Cèdres, équipée au départ de neuf groupes de 9 MW chacun pour une puissance installée de 81 MW, est entrée en service en 1914. En 1924, elle a été agrandie à dix-huit groupes pour atteindre une puissance de 162 MW. En 1928, la Montreal Light, Heat and Power Company faisait valoir que cette centrale comptait parmi les plus grands ouvrages hydroélectriques au monde.

Actuellement, il ne reste que treize groupes pour une puissance installée de 113 MW. Le groupe 1 a été démantelé en 1996 ; les groupes 2 et 3 l’ont été en 2008 et 2009. En 2014, Hydro-Québec Production autorisait le démantèlement des groupes 17 et 18. Cette centrale, située sur le lit naturel du fleuve Saint-Laurent, fait partie du patrimoine industriel d’Hydro-Québec. »

L’exploitation de la centrale des Cèdres est dépendante de celle de Beauharnois. En effet, la centrale des Cèdres exploite le surplus des débits de la centrale de Beauharnois. Lorsque le débit du fleuve Saint-Laurent excède la capacité combinée des deux centrales, le surplus est évacué au moyen des ouvrages de l’Île-Juillet. Les deux évacuateurs sur la rive sud du canal d’amenée ne sont plus exploités depuis la construction des barrages de l’Île-Juillet et de Saint-Timothée.

Débits

« Dans une optique d’optimisation des ressources hydriques, la centrale des Cèdres est en mesure de turbiner les débits inexploités de la centrale de Beauharnois. Un débit réservé minimal de 277 m³/s est maintenu de la mi-juillet à la mi-avril aux barrages du Coteau. Pendant la période de fraie (du 15 avril au 14 juillet), le débit minimal est d’environ 511 m³/s.

Lorsque le débit du fleuve Saint-Laurent excède la capacité combinée des deux centrales (de Beauharnois et des Cèdres), le surplus est évacué au moyen des ouvrages de l’Île-Juillet. La capacité totale des deux évacuateurs de l’Île-Juillet à la cote maximale d’exploitation est de 8 812 m³/s. Le débit maximal de ces évacuateurs est de 5 450 m3/s en période de vidange ou de crue exceptionnelle.

Le débit maximal du canal d’amenée de la centrale des Cèdres est égal au débit d’équipement de la centrale, soit 1 500 m³/s (Hatch, 2016). Les données historiques indiquent que les débits turbinés varient de façon importante entre un minimum de 300 m³/s et un maximum de 1 545 m³/s. Une augmentation du débit turbiné est observée du début avril jusqu’à la mi-juillet (Hatch, 2016). »

Autres ouvrages du complexe

Barrages du Coteau

Les barrages du Coteau ont été construits graduellement en fonction de la capacité turbinable de la centrale de Beauharnois afin de permettre le maintien des niveaux d’eau usuels du lac Saint-François. Les barrages du Coteau-1 et du Coteau-2 ont été construits respectivement en 1933 et 1934 ; les barrages du Coteau-3 et du Coteau-4 ont été construits entre 1942 et 1943.

Entre 1930 et 1960, les débits transitant par les barrages du Coteau ont constamment été revus à la baisse avec l’augmentation de la puissance de la centrale de Beauharnois. Aujourd’hui, les débits fluctuent annuellement entre 280 et 2 500 m³/s aux barrages du Coteau-1 à 4, bien que l’on puisse transiter au besoin des débits supérieurs.

Barrage de l'Île-Juillet et la centrale des Cèdres

Jusqu’en 1940, au pied des rapides du Coteau, l’eau s’écoulait sur environ 8 km avant d’atteindre les rapides de l’Île-Juillet, soit une chute de 10 m. La centrale des Cèdres a été progressivement mise en fonction entre 1914 et 1924 sur la rive nord de ces rapides. Avec ses dix-huit groupes turbine-alternateur, cette centrale était une des plus puissantes de son époque.

Pour les mêmes raisons qui ont motivé la construction des barrages du Coteau, il a été nécessaire de construire les barrages de l’Île-Juillet-1 (au sud) et de l’Île-Juillet-2 (au nord), respectivement en 1940 et 1941, pour permettre de maintenir les niveaux d’eau usuels dans le bassin des Cèdres.

Bien que cette centrale centenaire ait été exploitée de multiples façons dans le passé, elle est aujourd’hui utilisée comme centrale au fil de l’eau avec des niveaux d’eau qui varient généralement entre 40,20 et 40,35 m. La centrale compte aujourd’hui treize groupes fonctionnels pour une puissance installée de 113 MW.

Ouvrages compensateurs

Les ouvrages compensateurs ont été construits au cours des années 1960 par suite de la baisse importante des débits dans le lit naturel du fleuve Saint-Laurent après la finalisation de la centrale de Beauharnois. Les barrages de Saint-Timothée, de la Pointe-du-Buisson et de Pointe-des-Cascades permettent de rétablir les niveaux d’eau antérieurs à la construction de la centrale de Beauharnois pour le milieu naturel et la villégiature. Ces barrages voient leur réservoir vidangé à l’automne en prévision de la saison hivernale, pour une gestion sécuritaire de la couverture de glace (voir la figure 2-1 pour le barrage de Saint-Timothée). Ces abaissements du niveau d’eau s’accompagnent d’un suivi environnemental important pour éviter des impacts négatifs sur l’ichtyofaune.

« De novembre au début avril, le bassin de Saint-Timothée et le bassin de la Pointe-du-Buisson sont entièrement vidangés et recouverts de glace entre la mi-décembre et la mi-mars. »

Exportations

« L’exportation massive d’électricité temporaire vers les États-Unis débute vers la fin des années 1970 lorsque les autorités prévoient que la mise en service des premières centrales de la Baie James dégagera un substantiel surplus d’énergie durant la période estivale. À la suite des interventions d’Hydro-Québec et du gouvernement Bourassa, l’Office national de l’énergie du Canada approuve en 1976 un contrat de vente d’électricité entre la société d’État québécoise et la Power Authority of the State of New York (PASNY). Les exportations significatives d’électricité excédentaires vers les États-Unis se concrétisent donc avec l’inauguration de la ligne à très haute tension reliant Châteauguay à la frontière américaine en 1978. Poursuivant les mêmes objectifs, Hydro-Québec et le gouvernement Lévesque obtiennent une nouvelle autorisation, la même année, afin de rattacher entre les mois d’avril et de novembre l’ensemble de la production de la centrale Beauharnois au réseau de la PASNY120. »

Identité nationale

« Pour les responsables des gouvernements Duplessis, les cérémonies d’inauguration des ouvrages hydroélectriques sont considérées comme un moment idéal pour rappeler les valeurs catholiques que doivent partager les compatriotes canadiens-français. L’État duplessiste autorise pendant les cérémonies un rituel religieux de bénédiction dans lequel le clergé catholique occupe une position privilégiée. Pour s’en convaincre, il suffit de remarquer le poids symbolique qu’ont les membres du clergé lors des cérémonies d’inauguration et de bénédiction des centrales de Beauharnois et de Bersimis-1 [voir images 12, 13 et 14].

Outre le pouvoir de l’image et des rituels, les responsables politiques utilisent aussi les mots. Dans son discours d’inauguration de la centrale de Beauharnois, le 25 août 1951, le premier ministre établit un lien solide entre la capacité des hommes à construire des ouvrages hydroélectriques monumentaux et le coup de pouce donné par Dieu et la providence :

Nous parlons d’énergie électrique, une énergie artificielle qui produit de la lumière et qui produit de la force motrice. Il est évident que cette énergie artificielle, et qui produit de la lumière artificielle et la force motrice, indique surtout la puissance du cerveau humain et, inévitablement, la puissance incomparable du créateur du ciel et de la terre. Il est évident, c’est un devoir impérieux et bien agréable pour les administrations publiques, lors de cérémonies comme celles d’aujourd’hui, de demander à l’autorité religieuse d’invoquer le secours et l’aide du roi du ciel et de la terre, et c’est pour cela que je remercie particulièrement son Excellence Mgr Casa d’avoir bien voulu présidé à cette bénédiction. Cette bénédiction en même temps nous rappelle que si l’énergie électrique est une force considérable au point de vue industrielle, commerciale et même individuelle, si c’est une puissance terrestre, elle ne vaut certainement l’énergie céleste, et l’énergie qui vient et qui découle de l’observance des grands commandements et de l’observance des principes religieux19. »

Statistiques

Exploitation

Il est à noter que le Rapport annuel d'Hydro-Québec cesse de publier des données sur les ventes de chacune de ses centrales dans le rapport de 1960.

Année	Puissance installée	Puissance de pointe (kW)	Production (MWh)	Revenus ($)	Revenu moyen (¢/kWh)	Source
1944		519 100	3 705 992	8 371 157	0,232	RA 1944 p. 60
1945		505 200	3 031 202	7 000 938	0,238	RA 1945 p. 42
1946		494 170	2 981 604	6 785 903	0,234	RA 1946 p. 48
1947		519 130	3 528 978	7 717 579	0,225	RA 1947 p. 54
1948		556 100	4 005 560	8 879 701	0,227	RA 1948 p. 50
1949		589 040	4 150 345	9 656 182	0,238	RA 1949, p. 48
1950		627 200	4 685 911	10 806 439	0,236	RA 1950, p. 52
1951		646 200	5 463 669	13 351 159	0,248	RA 1951, p 50
1952		919 000	6 096 318	15 068 754	0,250	RA 1952 p. 54
1953		1 042 000	6 724 164	16 050 581	0,239	RA 1953 p. 33, 37
1954		1 072 000	6 493 136	16 138 267	0,252	RA 1954 p. 33, 37
1955		1 469 200 hp	7 106 126	17 204 373	0,245	RA 1955 p. 33, 36
1956			8 071 988	18 686 944	0,234	RA 1956, p. 33, 36
1957			7 891 109	18 724 993	0,240	RA 1957 p. 26, 28
1958		985 000	7 265 583	19 108 428		RA 1958 p. 28, 34
1959			7 722 400	19 493 073		RA 1959 p. 28, 34
1960	1 515 000		8 464 910	19 609 586		RA 1960 p. 30, 35
1961	1 574 260		10 168 740			RA 1961 p. 39

Groupes turbine-alternateur en 1970

Puissance installée de la centrale de Beauharnois en 1970

Phase	Groupe	Mise en service	Chute (pi)	Vitesse (t/min))	Puissance (kW)
1	A	1932	80	180	5 760
1	B	1932	80	180	5 760
1	1	1932	80	75	37 300
1	2	1932	80	75	37 300
1	3	1934	80	75	37 300
1	4	1936	80	75	37 300
1	5	1939	80	75	37 300
1	5	1939	80	75	37 300
1	6	1941	80	75	37 300
1	7	1941	80	75	37 300
1	8	1948	80	75	37 300
1	9	1932	80	75	40 000
1	10	1932	80	75	40 000
1	11	1934	80	75	40 000
1	12	1935	80	75	40 000
1	13	1935	80	75	40 000
1	14	1941	80	75	40 000
2	15	1950	78	75	40 000
2	16	1950	76	75	41 120
2	17	1951	78	75	40 000
2	18	1951	76	75	41 120
2	19	1951	78	75	40 000
2	20	1951	76	75	41 120
2	21	1953	78	75	40 000
2	22	1953	76	75	40 000
2	23	1952	78	75	40 000
2	24	1953	76	75	40 000
2	25	1952	78	75	40 000
2	26	1952	76	75	40 000
3	27	1959	78	94.7	55 250
3	28	1959	78	94.7	55 250
3	29	1959	78	94.7	55 250
3	30	1959	78	94.7	55 250
3	31	1959	78	94.7	55 250
3	32	1960	78	94.7	55 250
3	33	1960	78	94.7	55 250
3	34	1960	78	94.7	55 250
3	35	1961	78	94.7	55 250
3	36	1961	78	94.7	55 250

Liens externes

• Association pour la sauvegarde du lac Saint-François.
• Plan St-Laurent (dragage et matières en suspension
• Patrimoine et génie civil: Quand le grand art hydroélectrique devient un attrait touristique. Une initiative populaire d’Hydro-Québec
• À Beauharnois, comme au musée
• Des vacances à l'usine
• Beauharnois Light, Heat and Power Co. Ltd. et al. v. The Hydro-Electric Power Commission of Ontario et al., 1937 CanLII 89 (ON CA)
• Loi concernant la Commission hydroélectrique de Québec, la Montreal Light, Heat & Power Consolidated et ses compagnies composantes 11 Geo. VI (1947), ch. 39
• Loi décrétant la dissolution de la Beauharnois Light, Heat & Power Company 10-11 Eliz. II (1962). ch. 27
• La genèse d’un monopole étatique
• Loi constituant en corporation la Beauharnois Light, Heat and Power Company, 2 Ed. VII (1902), ch. 72

Bibliographie

• Hydro-Québec Production, Réfection de la digue de la centrale des Cèdres : Étude d’impact, Volume 1 – Rapport principal,, Montréal, Hydro-Québec, janvier 2017, 224p.  (lire en ligne)
• Stéphane Savard, Hydro-Québec et l'état québécois : 1944-2005, Québec, Septentrion, 2013, 435 p. (ISBN 978-2-89448-756-3, présentation en ligne)