IN THE MATTER OF

BRITISH COLUMBIA TRANSMISSION CORPORATION

CERTIFICATE OF PUBLIC CONVENIENCE AND NECESSITY FOR THE VANCOUVER CITY CENTRAL TRANSMISSION PROJECT

DECISION

June 2, 2010

Before:

A.A. Rhodes, Panel Chair/Commissioner L.A. O’Hara, Commissioner A.J. Pullman, Commissioner

 TABLE OF CONTENTS 

  Page No. 

 

INTRODUCTION  1 

1.0  BACKGROUND AND REGULATORY PROCESS  1 

1.1  The Applicant  1 

1.2  Orders Sought  2 

1.3  Project Overview  2 

1.4  Regulatory Process and Jurisdiction  3 

2.0  NEED AND PROJECT JUSTIFICATION  5 

2.1  Background  5 

2.2  Potential Solutions  11 

3.0  PROJECT DESCRIPTION, COSTS AND RISKS  16 

3.1  Description of the Project  16 

3.1.1  Route  18 3.1.1.1  Circuit 2L44  18 3.1.1.2  Circuit 2L20  19 3.1.1.3  Construction  19 

3.1.2  Open Trench Construction  19 3.1.2.1  Tunnel  21 3.1.2.2  Project Costs  22 

3.2  Project Timetable  23 

3.3  Other Permits and Approvals  23 

3.4  Project Risks/Mitigation  23 

4.0  ENVIRONMENTAL, HEALTH AND RATE IMPACTS  26 

4.1  Environmental Impacts  26 

4.1.1  Environmental Overview Assessment Process  26 4.2  Electric and Magnetic Fields  27 

4.2.1  Current EMF Exposure Guidelines  27 4.2.2  Expected EMF Levels from the VCCT Project  28 4.2.3  Mitigation Measures  29 4.2.4  The Potential Impact of EMF on Human Health  32 

4.3  Ground Potential Rise and Neutral to Earth Voltage  36 

4.5  Rate Impact  39 

   

TABLE OF CONTENTS 

  Page No. 

 

 

5.0  FIRST NATIONS AND PUBLIC CONSULTATION  39 

5.1  First Nations Consultation  39 

5.2  Public Consultation  42 

6.0  PROJECT REPORTING  42 

7.0  COMMISSION DETERMINATION  43 

 

COMMISSION ORDER C‐3‐10 

LIST OF APPENDICES 

APPENDIX A  List of Acronyms 

APPENDIX B  List of Appearances 

APPENDIX C  Utilities Commission Act Extracts 

APPENDIX D  List of Exhibits 

 

 

 

 

INTRODUCTION 

 

This is an application by the British Columbia Transmission Corporation for a Certificate of Public 

Convenience and Necessity for its Vancouver City Central Transmission Project.  It also seeks a 

further Certificate of Public Convenience and Necessity on behalf of the British Columbia Hydro and 

Power Authority to construct the substation distribution assets which form part of the project. 

 

British Columbia Transmission Corporation proposes the Vancouver City Central Transmission 

Project as a means of addressing: 

 

i) what it expects to be a future substation capacity shortfall in the Mount Pleasant/South False Creek area of Vancouver, 

ii) the need to replace certain distribution duct banks in the area that are approaching end of life condition, and 

iii) the fact that circuit 2L53 which connects Mainwaring (at Waverly Street and Inverness Avenue) and Murrin (at Georgia Street and Main Street) substations is to be zero‐rated for planning purposes as of November, 2011. 

  

1.0  BACKGROUND AND REGULATORY PROCESS 

 

1.1  The Applicant 

 

The British Columbia Transmission Corporation (BCTC) is a Crown corporation which was formed in 

2003 to operate and manage the transmission assets owned by another Crown corporation, the 

British Columbia Hydro and Power Authority (BC Hydro).  BCTC is also responsible for planning, 

constructing, and obtaining necessary regulatory approval for investments in the transmission 

system.  BC Hydro, as owner of the transmission assets, is responsible for making the necessary 

capital expenditures.  (Exhibit B‐1, p. 12) 

 

   

2  

 

 

1.2  Orders Sought 

 

BCTC is seeking an order approving a Certificate of Public Convenience and Necessity (CPCN) for its 

Vancouver City Central Transmission (VCCT) Project (the Project) as well as an order approving a 

CPCN for construction of the substation distribution assets which form part of the Project, on 

behalf of BC Hydro (the Application). 

 

1.3  Project Overview 

 

The VCCT Project involves the construction of an indoor substation and two new underground 230 

kV transmission circuits to serve anticipated increased load in the Mount Pleasant/South False 

Creek area.  The Mount Pleasant/South False Creek area is the area bounded by False Creek and 

Terminal Avenue to the north, King Edward (25th) Avenue to the south, Clark Drive to the east and 

Oak Street to the west.  (Exhibit B‐1, p. 20) 

 

The proposed new Mount Pleasant substation is a three storey building (two storeys above and one 

storey below ground level) to be constructed on land, most of which has already been  acquired by 

BC Hydro, at the corner of Alberta Street and West 6th Avenue.  The new substation will house both 

transmission and system distribution assets.  BCTC contemplates a staged approach to 

development of the substation capacity, which will allow additional equipment to be installed over 

time as the electrical loads served by the substation increase. 

 

The two new transmission circuits will be installed underground and connect the new Mount 

Pleasant substation with the existing Sperling substation, which is located at approximately 25th 

Avenue and Arbutus Street, (new circuit 2L44) and with the existing Cathedral Square substation, 

which is located at Richards Street and Dunsmuir Street in (new circuit 2L20). 

 

   

3  

 

 

1.4  Regulatory Process and Jurisdiction 

 

BCTC initially applied for a CPCN for the Vancouver City Central Transmission Project on 

September 21, 2009.  It amended its application on October 21, 2009 to also seek a CPCN for the 

substation distribution assets, which form an integral part of the Project, on behalf of BC Hydro. 

 

The matter was heard by way of a Written Hearing process, which was completed on April 15, 2010 

with the filing of BCTC’s Reply. 

 

Five parties registered as Interveners:  The British Columbia Old Age Pensioners’ Organization et al. 

(BCOAPO), BC Hydro, Protest New Powerlines (PNP) represented by Dr. Anne McMurtry, the 

Commercial Energy Consumers Association of BC (CEC) and the Joint Industry Electricity Steering 

Committee (JIESC).  As noted above, the Application is brought on behalf of BC Hydro as well as 

BCTC such that BC Hydro is effectively an applicant as opposed to an Intervener.   

 

The only Intervener to file evidence was PNP.  BCTC filed rebuttal evidence in response. 

 

Two rounds of Information Requests (IRs) were conducted as between Commission Staff and BCTC 

and/or BC Hydro.  One round of IRs was conducted as between Interveners and BCTC and/or BC 

Hydro.  One round of IRs was also conducted as between Commission Staff and PNP, however, due 

to unforeseen circumstances involving the health of Dr. McMurtry, the requirement for a response 

to the Commission IR was withdrawn. 

 

Two letters of comment were also received. 

 

Jurisdiction 

 

The Application is brought pursuant to sections 45 and 46 of the Utilities Commission Act (the Act).  

These sections are set out in full in Appendix C.  Subsection 46 (3.1) of the Act requires the 

Commission to consider the “government’s energy objectives” in making a decision on whether to 

4  

 

 

issue a CPCN.  The “government’s energy objectives” is a defined term.  The government’s energy 

objectives are: 

 

“ (a)  to encourage public utilities to reduce greenhouse gas emissions; 

(b) to encourage public utilities to take demand side measures; 

(c) to encourage public utilities to produce, generate and acquire electricity from clean or renewable sources; 

(d) to encourage public utilities to develop adequate transmission infrastructure and capacity in the time required to serve persons who receive or may receive service from the public utility; 

(e) to encourage public utilities to use innovative energy technologies 

(i) that facilitate electricity self‐sufficiency or the fulfillment of their long‐term transmission requirements, or 

(ii) that support energy conservation or efficiency or the use of clean or renewable sources of energy; 

(f) to encourage public utilities to take prescribed actions in support of any other goals prescribed by regulation.” 

 

BCTC states that the Project is consistent with government energy objective (d):  “to encourage 

public utilities to develop adequate energy transmission infrastructure and capacity in the time 

required to serve persons who receive or may receive service from the public utility” as it would 

provide the infrastructure and capacity necessary to supply the current load more securely and to 

meet anticipated load growth in the South False Creek and Mount Pleasant areas of Vancouver.  

Specifically, BCTC submits that “[s]erving the forecast load growth through the VCCT Project, rather 

than serving the load growth through new distribution feeders from existing substations, is 

consistent with the Provincial government’s energy objectives.”  (Exhibit B‐1, p. 5) 

 

BCTC also submits that the Project is consistent with the government energy objective “to use 

innovative energy technologies that support energy conservation or efficiency” and that the 

construction of a new substation at Mount Pleasant would result in the use of longer high voltage 

5  

 

 

transmission cables and shorter distribution feeder lengths, resulting in lower line losses.  

(Exhibit B‐1, pp. 5‐6) 

 

Commission Panel Discussion 

 

The Commission Panel agrees that the Project, as applied for, is consistent with the government’s 

energy objective in respect of the development of adequate energy transmission infrastructure and 

capacity in the time required to serve persons who receive or may receive services from the public 

utility.  BCTC forecasts a significant growth in load in the area to be served and the Project has the 

added benefit of improving system reliability. 

 

The Commission Panel does not agree that the lower line losses, which will result from the increase 

in high voltage cables as compared with distribution feeder lengths, while certainly a positive 

result, is relevant to the energy objective concerning the use of “innovative energy 

technologies…that support efficiency.”  In the Panel’s view, the technology described is not 

“innovative”. 

 

Commission Determination 

 

The Commission Panel accepts that the Project, as applied for, is consistent with the 

government’s energy objectives. 

 

 

2.0  NEED AND PROJECT JUSTIFICATION 

 

2.1  Background 

 

BCTC files the Vancouver City Central Transmission Project Planning Report as Appendix F and the 

Metro Vancouver Strategic Supply Plan as Appendix E to the Application, and states that these 

studies demonstrate that new facilities are needed to: 

6  

 

 

 

• provide new capacity required to meet load growth in the Mount Pleasant/South False Creek area and vicinity as early as 2013; 

• provide approximately 70 MVA out of the 110 MVA of distribution load in the Mount Pleasant/South False Creek area which is at risk because of the deteriorating condition of, and seismic risk to, duct banks originating at Murrin substation; and 

• resolve the breach of the N‐1 planning criterion that would arise upon the zero‐rating of transmission circuit 2L53 as of November 2011. 

(Exhibit B‐1, p. 1) 

 

Metro Vancouver Strategic Supply Plan 

 

BCTC identified two major options available to upgrade the Metro Vancouver system to resolve the 

forecast south Metro Vancouver system constraints and comply with the N‐1 planning criterion.  

These options are east‐west system development and north‐south system development. 

 

Under the east‐west system development option, the north‐south tie presently provided by 2L53 

would not be replaced.  As a result, the Metro Vancouver 230 kV transmission system would be 

sectionalized into two separate sub‐systems, a north Metro sub‐system, and a south Metro sub‐

system. 

 

Under the north‐south system development option, the north‐south tie function presently 

provided by circuit 2L53 would be replaced in response to the zero‐rating of circuit 2L53.  This 

option would result in retaining interconnection between the north Metro sub‐system and the 

south Metro sub‐system. 

 

BCTC concluded that the north‐south system development option was the preferred means for 

future Metro Vancouver transmission system development, as it would: 

 

i) improve overall system reliability, in particular during major events that could force out of service one of the major substations supplying the Metro area (i.e., Meridian or 

7  

 

 

Ingledow) or the circuits supplied by one of these stations and 

ii) result in fewer facilities upgrades and have a lower implied system cost. 

  (Exhibit B‐1, p. 31) 

 

BCTC’s proposed method of establishing a north‐south tie circuit is a new circuit connecting 

Cathedral Square and Sperling substations.  BCTC prefers this method for three reasons: 

 

• a termination at Cathedral Square substation would maximize the reliability benefits of the north‐south tie for north Metro area supply purposes in general and downtown supply purposes in particular because Cathedral Square substation will be connected to four circuits (instead of three circuits presently connected from the north Metro system); 

• the reliability of supply to the stations in the south Metro Ingledow‐ Mainwaring‐Camosun‐Sperling‐ Kidd 2‐Ingledow 230 kV loop will be improved by terminating the tie at Sperling substation; and 

• terminations at Cathedral Square and Sperling substations will improve 230 kV system circuit loading conditions in the Metro system under normal and all single contingency outage conditions which will defer system upgrades in the south Metro system between the Mainwaring and Camosun substations because more power flow would come from the Sperling substation to the Camosun substation. 

  (Exhibit B‐1, pp. 31‐32) 

  The CEC agrees with BCTC in its preference for the North‐South options and the need for the tie 

between the Cathedral Square and Sperling substations.  (CEC Argument, p. 6) 

 

Load Growth 

 

BCTC estimates that the current total load for the Mount Pleasant/South False Creek area is 

approximately 110 MVA, and that its growth rate will be faster than other areas of Vancouver, due 

to:  

 

• rezoning of portions of the area from commercial to residential;  

8  

 

 

• the development of the South False Creek waterfront area; and  

• commercial development along the Canada Line.  

 

BCTC forecasts the demand in the area to reach 152 MVA by F2019 and 200 MVA by F2039 with an 

average load growth rate of 2.02 percent per year over the next 30 years.  (Exhibit B‐1, pp. 21‐22) 

 

BCTC states that the Mount Pleasant/South False Creek area is presently supplied from three 

substations, Mainwaring, Murrin, and Sperling.  However, based on the number and size of 

transformers, the total number of feeder sections, and the feeder egress configuration, both 

Murrin and Mainwaring substations are loaded to their maximum firm supply capability and will 

start to suffer supply deficiencies in 2018.  BCTC concludes that, in the combined service areas of all 

three substations, new capacity will be needed to meet load growth in 2013. 

 

BCTC’s load growth forecast was based on the 50th percentile forecast (P50) without incremental 

Demand Side Management (DSM) and without taking into account the conservation impact of BC 

Hydro’s future rate increases.  BCTC’s rationale for this practice is that DSM is forecast at a system 

level and is then, due to customer load diversity, allocated down to individual regions.  BCTC 

submits that, at a given point in time, DSM impacts have a higher likelihood of materializing at the 

macro level than at a micro level.  That is, having allocated DSM savings forecast at the system level 

down to individual regions; it is uncertain whether savings forecast to occur in a particular region at 

a specific point in time will actually materialize.  Instead, savings in that region may be lower than 

forecast and higher than forecast in another region.  (BCTC Argument, para. 16) 

 

BCOAPO submits that the appropriate treatment of DSM in load forecasts used for planning 

purposes requires more consideration.  As the Province’s reliance on DSM increases, load forecasts 

should reflect this reality.  This is an issue that should be addressed in either a Capital Plan review 

or the Commission’s Section 5 Transmission Inquiry.  (BCOAPO Argument, para. 12) 

 

   

9  

 

 

In Reply, BCTC notes that it did consider the potential impact of DSM on the identification of the 

preferred supply alternative by conducting a sensitivity analysis of the present values of the two 

lowest cost supply alternatives (Alternatives 2 and 3) using a P50 forecast with DSM.  The analysis 

demonstrated that because of the near‐term capital costs that will be required under either 

alternative, with DSM there would be no material difference in the present value cost between 

Alternative 2 and 3.  This left construction of the Mount Pleasant substation in F2012 (Alternative 

3) as the preferred alternative because of superior reliability.  (BCTC Reply, para. 6) 

 

The CEC recommends that the Commission direct BCTC to “examine how it can better integrate its 

regional strategic supply planning with the DSM planning and execution to obtain the optimum 

benefits from avoided supply investment.”  The CEC also recommends that the Commission direct 

BCTC to work proactively with BC Hydro to incorporate potential DSM savings into its planning 

wherever possible rather than waiting for BC Hydro’s DSM information to become more certain.  

(CEC Argument, p. 2) 

 

Duct Banks Originating At Murrin substation 

 

BCTC states that approximately 70 MVA out of the 110 MVA distribution load in the Mount 

Pleasant/South False Creek area is presently served by distribution duct banks originating from 

Murrin substation which have deteriorated due to: 

 

a) rebar corrosion and concrete spalling and pose a risk to the cables enclosed within them; 

b) swelling fibre ducts in which the cable distribution circuits are installed to the point that is it now difficult or impossible in some cases to pull the cables through the duct banks to facilitate repair or replacement; and 

c) several manholes experiencing severe structural degradation, putting the cables at risk of damage. 

 

   

10  

 

 

In addition, the duct banks traverse through seismically unstable soil and are approaching end‐of‐

life, causing BC Hydro to believe that they should be retired in the near future.  (Exhibit B‐1, pp. 26‐

27) 

 

The Zero‐Rating Of Transmission Circuit 2L53 

 

Transmission Circuit 2L53 was installed in 1959, and has served as an integral part of the Metro 

Vancouver transmission system, connecting downtown Vancouver and Vancouver south.  Its 

condition has been deteriorating over the past 10 years, such that it has received a “Very Poor” 

asset health index score.  BCTC cites the following: 

 

• persistent fluid leaks averaging 3 to 4 leaks per year; 

• two explosive stop joint failures due to electrical faults within the joints, which should not occur in a normal service life and indicate that the circuit is near the end of its useful life; 

• a weakness in the design of its lead alloy sheath, making it more prone to cracking and leaking, which has occurred in some locations; and 

• three sections of the underground self‐contained fluid filled (SCFF) cables on circuit 2L53 are in “very poor” condition. 

 

BCTC proposes to assign 2L53 a zero‐rating for system planning purposes, effective November 

2011, based on a number of factors including asset health, performance compared to equipment in 

the same category, and circuit criticality.  This will mean that the transmission system in the south 

Metro area will not meet the N‐1 planning criterion, and that if 2L53 is unavailable, several 

different circuits in the south Metro Vancouver sub‐system would overload during outages on 

major circuits supplying the south Metro Vancouver area.  (Exhibit B‐1, pp.27‐28) 

    

11  

 

 

2.2  Potential Solutions 

 Supply System 

 

BCTC identified three potential solutions to meet the need for supply to the Mount Pleasant/South 

False Creek area: 

 

1) reconstruction of the distribution system from Murrin substation; 

2) expansion of the distribution system from Sperling substation to provide 70 MVA supply and to meet load growth; and  

3) construction of a new substation in the Mount Pleasant/South False Creek area at its earliest in‐service date (F2012). 

 

BCTC estimates that all three potential solutions will not only meet the forecast load growth, but 

will also effectively secure supply of 70 MVA to the Mount Pleasant/South False Creek area that is 

currently at risk because of the approaching end‐of‐life condition of the duct banks originating at 

Murrin substation.  Exhibit B‐1, pp. 33‐37) 

 

BCTC performed an evaluation and comparison of the three potential solutions.  The evaluation 

ignores transmission because under all three alternatives, transmission circuits will be required to 

address the zero‐rating of circuit 2L53 as of November 2011, by establishing a transmission link 

between Sperling and Cathedral Square, and to provide supply to a new Mount Pleasant substation 

before F2039. 

 

Based on capital cost estimates which include a 20 percent contingency factor and have an 

accuracy level of +100%/‐50%, distribution losses, operating and maintenance costs and taxes, 

BCTC calculates the following present values for the three supply alternatives: 

   

12  

 

 

Table 1:  Present Value of Supply Alternatives 

 Source: Exhibit B‐1, Table 4.2, p. 39 

 

BCTC concludes that constructing a new substation in the Mount Pleasant/South False Creek area 

in F2012, would mitigate seismic risk, result in the lowest distribution energy losses, and have the 

lowest present value cost, and accordingly determines that it is the preferred supply alternative.  

(Exhibit B‐1, pp. 37‐39) 

 

BCTC addresses its failure to include DSM in its load forecast and states that although the 

consideration of DSM deferred the need to build the new Mount Pleasant substation in Alternative 

2 until 2047, there is still a need to construct distribution duct banks from Sperling in the relatively 

near term.  As result, the present value analysis indicated that there was not a material difference 

in present value cost between the two alternatives. 

 

BCOAPO submits that Alternative 3 has been demonstrated to be the preferred alternative from a 

number of perspectives, and that “overall, BCTC’s choice as the preferred alternative is 

reasonable.” 

 

The CEC recommends that the Commission impose certain conditions on any CPCN and that the 

Commission direct “that BCTC review and strengthen its alternative assessment and evaluation 

methodology to provide a more rigorous treatment of the ‘terminal conditions’” for future project 

13  

 

 

alternatives.  Notwithstanding, the CEC agrees with BCTC that Alternative 3 is the appropriate 

option for the project at this time.  (CEC Argument, pp. 3, 8) 

 

BCTC submits that the CEC’s proposed condition is too vague and appears directed not to the VCCT 

Project but toward future action, and urges that proposed conditions directed to future projects 

ought not to be imposed by the Commission at this time.  (BCTC Reply, para. 18) 

 

Transmission System 

 

BCTC states that it initially identified six options as a means by which to replace circuit 2L53 and to 

connect the new Mount Pleasant substation to the existing 230 kV Metro Vancouver transmission 

system. 

 

The preferred route was identified after an initial assessment of six potential transmission routing 

options followed by detailed analyses of two remaining alternatives based on the following criteria: 

 

• supply need for the Mount Pleasant/South False Creek Area; 

• capital costs;  

• probabilistic reliability (quantified as expected energy not served(EENS)); 

• potential environmental impact;  

• geotechnical considerations; 

• public and First Nations input; and  

• system planning. 

 

After elimination of transmission routes that either i) assumed a new substation to be built later 

than F2012, ii) had the highest estimated capital cost, or iii) had heightened risk of encountering 

either public or First Nations concern, or archaeological resources, BCTC identified two potentially 

viable route options: 

14  

 

 

 

• Revised Option A – consisting of a route around the original False Creek basin via Woodland Drive, necessary to avoid areas of unstable soil that would consist of 10.6 km of new underground 230 kV circuit construction from Murrin to Sperling passing by the future location of a new substation in the Mount Pleasant/South False Creek area.  Circuit 2L31 would be cut and tied to this transmission circuit in order to establish a connection with Cathedral Square substation; and 

• Option B – consisting of a route through the downtown Vancouver area via David Lam Park on the north side of False Creek, through a 640 m tunnel beneath the bed of False Creek and Charleson Park on the south side of False Creek consisting of 8.1 km of new underground 230 kV circuit construction from Cathedral Square substation to Sperling substation and connecting to a new substation in the Mount Pleasant/South False Creek area. 

(Exhibit B‐1, pp. 42‐48) 

 

Having eliminated the four options, BCTC evaluated the two remaining transmission route options, 

Revised Option A and Option B, by: 

 a) comparing their cost and reliability performance; 

b) consulting the public and First Nations on the two options; and 

c) conducting an Environmental Overview Assessment and Geotechnical Overview Assessment of the two options. 

 

Having compared these two options, BCTC notes: 

 

a) Option B is the lower cost alternative, with a present value cost of $66.5 million compared to $72.9 million for Revised Option A.  It also provides the opportunity for further cost reduction if construction of the False Creek tunnel by Horizontal Directional Drilling (HDD) is feasible;  

b) Option B is routed directly to Cathedral Square substation in a new corridor separate from that used by other circuits supplying the downtown area, thereby enhancing the security of supply to that area; 

c) Option B avoids the vicinity of Murrin substation, an area which is seismically unstable; and 

15  

 

 

d) its probabilistic reliability analysis demonstrates that, over a 30‐year planning period ending in 2039, Option B results in lower EENS than Revised Option A which suggests that the reliability of Option B is superior to that of Revised Option A. 

 

BCTC then observes that capital cost, potential environmental impact, public input and First 

Nations input are not determinative of a preferred option.  From a geotechnical perspective, 

Option B may be preferable if HDD technology can be used for crossing beneath the bed of False 

Creek.  BCTC concludes that, from an overall reliability perspective of the transmission system in 

Metro Vancouver and to ensure consistency with the long term strategic vision for the system, 

Option B is preferred over Revised Option A. 

 

As a result, BCTC selected Route Option B as the preferred transmission route for the Project.  

(Exhibit B‐1, pp. 48‐54) 

 

BCOAPO agrees with BCTC that Option B is preferable for the increased reliability, lower capital 

cost and increased seismic safety.  (BCOAPO Argument, para. 25) 

 

Commission Determination 

 

The Commission Panel accepts BCTC’s forecast of load growth in the Mount Pleasant/South False 

Creek area, and accepts BCTC’s submission that there would be no material difference in the 

present value cost between Alternative 2 and 3. 

 

However, the Commission Panel shares the concerns of BCOAPO and of the CEC with respect to 

BCTC’s practice of not analyzing DSM by region.  Given the government’s energy objectives which 

promote the use of DSM, and the 2007 BC Energy Plan which “sets an ambitious conservation 

target, to acquire 50 per cent of BC Hydro’s incremental resource needs through conservation by 

2020” the Panel directs BCTC to address this practice more fully in its next filed Capital Plan. 

 

   

16  

 

 

The Commission Panel accepts BCTC’s assessment of the other two drivers: namely the duct 

banks originating at Murrin substation, and the decision to zero‐rate transmission circuit 2L53. 

 

The Commission Panel accepts BCTC’s analysis of both the supply options and the transmission 

options and determines that BCTC’s preferred options, namely construction of a new Mount 

Pleasant substation and transmission Option B, are the most cost‐effective. 

 

 

3.0  PROJECT DESCRIPTION, COSTS AND RISKS 

 

3.1  Description of the Project 

 

As noted earlier, the Project entails the construction of a new three storey building at the corner of 

West 6th Avenue and Alberta Street to house the proposed Mount Pleasant substation together 

with two new underground 230 kV transmission circuits connecting the new Mount Pleasant 

substation with existing Sperling and Cathedral Square substations. 

 

New circuit 2L44 connecting Sperling substation and the new Mount Pleasant substation consists of 

4.8 kilometres of 230 kV underground transmission circuits, duct banks and associated manhole 

covers.  New circuit 2L20 connecting Cathedral Square substation and the new Mount Pleasant 

substation consists of 3.4 kilometres of 230 kV underground transmission circuits, duct banks and 

associated manhole covers.  Transmission terminations and associated 230 kV Gas Insulated 

Switchgear (GIS) will be installed in each of the existing substations. 

 

The new substation will house transmission terminations and associated 230 kV GIS as well as 

“facilities in common between the transmission facilities and [system distribution asset] facilities 

within the substation.”  The equipment to be installed as part of this Project will provide 

distribution feeder capacity of 134 MVA.  BCTC proposes to follow a “staged approach,” allowing 

room for possible future expansion of the transmission facilities and system distribution assets in 

the substation to meet increased load, to a capacity of 400 MVA.   

17  

 

 

 

The equipment included in this Application (which will provide for 134 MVA of distribution feeder 

capacity) is made up of: 

 

2x230/12kV, 168 MVA step‐down transformers (LV winding reconnectable to 25 kV) 

4x230 kV GIS positions (2 transformers, 2 transmission cables) 

2x12kV, 67 MVA GIS feeder sections 

 

The substation transmission facilities, which include the building itself, consist of:   

 

a) a below‐grade tunnel through which the 230 kV transmission cables would enter the building; 

b) a ground floor hall to house the 230 kV GIS at which the 230 kV transmission cables would terminate.  The 230 kV GIS would include four positions:  one each for termination of the 230 kV circuits, and one each for two transformers, which are considered to be system distribution assets (with room to add three additional positions in the future which would accommodate termination of two additional 230 kV circuits and one additional transformer); 

c) a lay down area, battery room and station service room, also on the ground floor; and 

d)  a second floor mechanical room and control room. 

 

BCTC states that it is necessary to use gas insulated switchgear as opposed to air insulated 

switchgear in an indoor situation with its associated space constraints. 

 

The system distribution equipment which would also be housed in the substation includes low 

voltage switchgear and current‐limiting feeder reactors on the main and basement levels as well as 

230 kV step‐down transformers housed within enclosed transformer bays on the ground level.  The 

second floor includes a room for future installation of capacitor banks. 

 

18  

 

 

3.1.1  Route 

 

The proposed routing for the new circuits 2L44 and 2L20 is shown in the map below. 

 FIGURE 1 – VCCT PROPOSED ROUTE 

 Source:  Figure 5‐1, Exhibit B‐1, p. 59 

  

3.1.1.1  Circuit 2L44 

 

Circuit 2L44 will connect Sperling substation with the new Mount Pleasant substation.  From 

Sperling substation the route travels north on Maple Crescent, across King Edward, continuing in a 

northeast direction to Cypress Street where it continues north to 13th Avenue.  The route proceeds 

19  

 

 

east on West 13th Avenue to Ash Street where it heads north for one block.  It then heads east 

along 12th Avenue to Alberta Street, where it proceeds north to 6th Avenue and Alberta Street the 

location of the new Mount Pleasant substation.  There are duct banks already in place at the 

intersection of 12th Avenue and Cambie Street which can be used.  (Exhibit B‐1, pp. 59‐60) 

 

3.1.1.2  Circuit 2L20 

 

From the new Mount Pleasant substation Circuit 2L20 will travel in a westerly direction for one 

block at which point it turns south for one block and then heads west on West 7th Avenue until 

Laurel Street, where it will enter a tunnel and proceed in a northerly direction beneath False Creek 

to David Lam Park.  It will re‐emerge from the tunnel at the north edge of David Lam Park, cross 

Pacific Avenue, and then proceed in a northwesterly direction along Drake Street to Richards 

Street, where it will travel northeast to its terminus at the existing Cathedral Square substation at 

Dunsmuir Street.  (Exhibit B‐1, p. 60) 

 

3.1.1.3  Construction 

 

The duct bank system which will house the underground transmission cables will be constructed 

using “open trench” methodology, where possible.  The remaining roughly 10 percent portion of 

the route which runs beneath False Creek will involve the construction of a tunnel.    

 

3.1.2  Open Trench Construction 

 

BCTC describes open trench construction as involving: 

 

a)  Cutting and removing the asphalt on the road surface; 

b) Removing the underlying earth to a depth which would allow the duct bank to sit in seismically secure soils or bedrock, with a minimum depth of one meter between the highest point of the duct bank system and the ground surface, and an average depth of  2 ‐2.5 meters below grade; 

20  

 

 

c) Installing the PVC duct system; 

d) Filling the trench, compacting the fill and covering the trench with an asphalt cap. 

(Exhibit B‐1, pp. 63‐64) 

 

The duct bank system to be installed in the trench involves: 

 

a)  PVC pipe (duct) to accommodate the circuit cables 

b) PVC pipe (duct) located in the centre of the system to accommodate monitoring and telemetry systems 

c) High‐impact PVC spacers to hold the ducts in place during concrete placement to ensure adequate cable spacing is maintained 

d) Concrete to support and protect the ducts 

e) Thermal backfill to dissipate the heat generated by the transmission cables into the surrounding ground 

f) Warning tape above the backfill to flag the buried high voltage cable 

g) Specified backfill materials to minimize settlement 

(Exhibit B‐1, p. 62) 

 

BCTC notes that installation times may vary depending on the subsurface conditions encountered 

and that typical installation times range from ten to forty‐five days per city block.  The time per city 

block is longer where a manhole needs to be constructed.  BCTC anticipates that between 12 to 18 

manholes will be required.  The exact number will not be known prior to the detailed design phase.  

BCTC will use the pre‐cast method of construction (as opposed to cast in place) wherever possible 

as the pre‐cast method is much less time‐consuming (7‐10 days per manhole vs. six to eight weeks 

for cast in place) and involves a smaller footprint.  (Exhibit B‐1, pp. 64‐67) 

 

21  

 

 

3.1.2.1  Tunnel 

 

The portion of Circuit 2L20 which travels beneath False Creek (approximately 850 meters) will 

require the construction of a tunnel.  BCTC describes two methods of tunnel construction which 

could be appropriate for the geological conditions:  Horizontal Directional Drilling (HDD) and 

tunneling using a Tunnel Boring Machine (TBM).  (Exhibit B‐1, p. 69; Appendix D – Golder 

Geotechnical Overview Assessment Report, p. 18) 

 

HDD involves the use of a steerable, fluid‐jet assisted, mechanical cutting tool to bore a small pilot 

hole from the ground surface, generally along a curved arc.  Reamers are then pulled through the 

pilot hole to enlarge it to a diameter sufficient to pull the conduit bundle through.  The hole is 

stabilized by circulating a large volume of viscous fluid such as bentonite slurry, which also removes 

the drill cuttings.  The tunnel would be about 15 to 30 meters below the bed of False Creek.  

Installation time would be in the order of four to five months.  This method is generally cheaper 

than tunnelling where conditions are favourable.  (Exhibit B‐1, pp. 69‐71; Appendix D – Golder 

Geotechnical Overview Assessment Report, p. 14) 

 

The TBM method requires the excavation of vertical entry and exit shafts, the walls of which are 

supported by temporary shoring.  Large work areas are required at shaft locations.  The tunnel 

would be about 12‐18 meters beneath the bed of False Creek.  Construction time is estimated to 

take a minimum of eight months.  (Exhibit B‐1, pp. 69‐71; Appendix D – Golder Geotechnical 

Overview Assessment Report, p. 12) 

 

BCTC notes that the use of HDD, if feasible, would result in a lower cost for the False Creek crossing 

and is investigating the subsurface conditions with a view to determining feasibility.  The cost 

estimates provided assume the more expensive Tunnel Boring Machine methodology.  Therefore, if 

HDD can actually be used, the project cost will be lower.  (Exhibit B‐1, p. 71)  Without the additional 

information provided by an exploratory HDD program, Golder opines that the chance of successful 

completion of an 813 mm diameter HDD bore is about 60 percent, as compared to the chance of 

successful completion of a 3 m diameter tunnel using an Earth Pressure Balanced (EPB) Tunnel 

22  

 

 

Boring Machine of 100 percent.  Golder notes that if HDD can be used, cost savings in the order of 

$8 to 16.5 million may be achieved.  (Exhibit B‐1, Appendix D, p. 17) 

 

3.1.2.2  Project Costs 

 

Based on a ‐15%/+30% accuracy level, BCTC estimates the Project will cost a total of $200.9 million, 

which includes $173.7 million for transmission assets and $27.2 million for system distribution 

assets.  (Exhibit B‐1, p. 73 Revised) 

 The following table shows a breakdown of the Project Costs:  

Table 2 Vancouver City Central Transmission Project Cost Schedule 

 Source:  Table 5‐3, Exhibit B‐1, p. 74 

23  

 

 

 3.2  Project Timetable 

 

The Project is expected to take approximately two and a quarter years and be in service in F2012.  

(Exhibit B‐1, pp. 76‐77) 

 

3.3  Other Permits and Approvals 

 

Most of the proposed routing for the new circuits is beneath municipal streets.  BCTC advises that 

municipal streets are considered by the City of Vancouver to be utility corridors; therefore, no 

statutory Right of Way (ROW) is required. 

 

New ROW will be required from the City for the portions of the route, (approximately 0.43 km) 

running beneath David Lam and Charleston Parks.  Right of Way will also need to be acquired from 

a private owner for a 0.16 km portion which impacts a water lot south of David Lam Park and a 

further new ROW from the Integrated Land Management Bureau for the 0.26 km portion of the 

route which crosses False Creek and falls under provincial jurisdiction.   

 

A railway crossing permit is required from CP Rail to cross under the Arbutus corridor to Maple 

Crescent (at the location of the Sperling substation).  (Exhibit B‐1, pp. 60‐61) 

 

3.4  Project Risks/Mitigation 

 

BCTC performed a risk assessment to identify and prioritize risks.  Risk priority was determined by 

analyzing the risk likelihood and potential impact for each risk.  The primary risks relate to estimate 

accuracy and uncertainty of geotechnical conditions, which would impact construction costs and 

timeline.  (Exhibit B‐1, pp. 135‐136) 

 

The cost estimate risk relates to conditions being different in fact than those assumed, and/or poor 

estimation.  BCTC/BC Hydro used their experience from recent contracts and projects where 

24  

 

 

applicable, or obtained multiple quotes.  BCTC also retained a consultant for the construction 

estimate for the new Mount Pleasant substation as building construction is not within the core 

expertise of BCTC or BC Hydro Engineering. 

 

BCTC proposes to procure all equipment, materials and construction services through fixed price or 

fixed unit price contracts, in accordance with its standard practice.  BCTC estimates that 

approximately 81 percent of the direct costs of the Project either are or will be subject to fixed 

price or fixed unit price contracts.  (Exhibit B‐9, BCOAPO 1.2d)  Other risks considered to be 

uncontrollable such as commodity and currency fluctuations, market conditions, inflation etc. may 

be transferred to others if such treatment can be done on a cost effective basis.   

 

BCTC also proposes to engage in competitive sourcing of project components and to use “prudent 

project management best practices” to monitor and control costs where possible.  Prudent project 

management best practices include:  the development of contingencies for areas of uncertainty, 

the clear documentation of cost estimate assumptions and the continual monitoring of the most 

sensitive assumptions, with validation through external sources, if needed.  (Exhibit B‐1, pp. 138‐

139)   

 

Construction risks involve potential unforeseen changes to the scope of work which could impact 

both the project cost and schedule.  Two areas of concern relate to the geotechnical subsurface 

conditions in the area of False Creek and the general staging and ultimate configuration of the new 

substation. 

 

As noted above, BCTC has based its cost and timing estimates for the False Creek crossing on a 

conservative basis using the more expensive and time‐consuming TBM tunnel construction 

methodology.  Significant savings may be possible if HDD can be used.  BCTC is also looking to 

perform additional field work and a drill program to further assess the feasibility of using HDD.  The 

risk associated with delay was addressed in part through proceeding with test drill holes and 

ordering long lead time equipment (subject to cancellation) in advance of the decision related to 

this Application. 

25  

 

 

 

The risk associated with the scope of the new substation was mitigated by using assumptions which 

involved the largest equipment size available and the use of a staged approach to allow room at 

the new substation for future expansion to meet potential load growth.  BCTC proposes to continue 

to monitor risks and mitigation activities throughout the definition and implementation phases of 

the Project.  (Exhibit B‐1, pp. 139‐142) 

 

The CEC supports the approval of a CPCN using the cost estimate provided by BCTC.  The CEC does, 

however, suggest that the Commission make any approval of the Project conditional on BCTC 

“making every effort to capture cost reductions from the use of HDD” and that such cost savings be 

used to reduce the cost estimate rather than to increase the contingency reserve.  (CEC Argument, 

p. 9)  The CEC also recommends that the Commission make any approval of the Project conditional 

on BCTC keeping the Commission informed on the potential for additional costs, such as First 

Nations or contaminated soil treatment costs.  The CEC agrees with BCTC’s approach to seeking 

cost certainty through fixed price contracts and agrees with BCTC’s contingency estimate.  (CEC 

Argument, p. 10) 

 

BCOAPO agrees that the high percentage of project costs which will be subject to fixed price or 

fixed unit price contracts will serve to contain overall costs.  However, BCOAPO also believes the 

geotechnical uncertainty associated with the HDD drilling beneath False Creek is a potentially 

significant risk and suggests that BCTC be required to “report any potential cost overruns to the 

Commission as soon as they are projected, and that the Commission establish a cost control 

mechanism.”  (BCOAPO Argument, p. 6) 

 

Commission Determination 

 

The Commission Panel accepts BCTC’s description of the Project and its attendant risks and cost 

estimates.  The Commission Panel notes the comments of the CEC and BCOAPO with respect to 

potential cost overruns but expects that these can be adequately managed within the context of 

BCTC’s regular reporting requirements. 

26  

 

 

 4.0  ENVIRONMENTAL, HEALTH AND RATE IMPACTS 

 

4.1  Environmental Impacts 

 

BCTC states that although the VCCT Project did not trigger an environmental assessment under 

section 5 of British Columbia’s Environmental Assessment Act or the Canadian Environmental 

Assessment Act, it nevertheless commissioned Golder Associates Ltd. (Golder) to undertake the 

Environmental Overview Assessment in compliance with the Commission’s CPCN Guidelines.  By 

way of a summary, the assessment indicates that “with the implementation of an environmental 

management plan and best management practices, the VCCT Project is unlikely to result in 

significant adverse environmental effects” (Exhibit B‐1, pp. 79‐80, Appendix C). 

 

4.1.1  Environmental Overview Assessment Process 

 

The objectives of the Environmental Overview Assessment were to: 

 

a) identify key environmental resource attributes at the substation site and within each of the 230 kV transmission corridor options; 

b) provide recommendations for avoiding, minimizing or otherwise mitigating potential adverse project‐related effects associated with each; and 

c) recommend general environmental mitigation measures for design and implementation of the VCCT Project. 

 

BCTC indicates that resources considered included existing city parks, aquatic habitats, rare plant 

species and plant communities, wild life resources and habitats, socio‐economic conditions, 

potential for encountering contaminated materials, and potential for encountering archaeological 

resources.  (Exhibit B‐1, pp. 80‐81) 

 

27  

 

 

4.2  Electric and Magnetic Fields 

 

Electric and magnetic fields surround any electrical device, including power lines.  The term “EMF” 

typically refers to electric and magnetic fields at extremely low frequencies such as those 

associated with the use of electric power.  Health concerns raised during the VCCT proceeding 

focused on the magnetic fields associated with transmission cables and the proposed Mount 

Pleasant substation.  Therefore, in this Decision the term EMF will refer to magnetic fields with a 

frequency of 60 Hz, measured in milligauss (mG), unless otherwise stated. 

 

4.2.1  Current EMF Exposure Guidelines 

 

BCTC cites Commission Order C‐4‐06 and Decision dated July 7, 2006 in which the Commission, 

while granting a CPCN to the Vancouver Island Transmission Reinforcement Project (VITR), set forth 

the standard for its review of matters related to EMF (VITR Decision).  The Commission concluded 

that the EMF exposure guidelines developed by the International Commission on Non‐Ionizing 

Radiation Protection (ICNIRP), and endorsed by the World Health Organization (WHO) and Health 

Canada, are the appropriate guidelines for considering the safety of EMF levels.  The Commission 

also determined “in the absence of convincing new evidence that indicates that change is 

warranted and/or imminent, the Commission Panel concludes that it should not impose lower EMF 

exposure standards for VITR.”  BCTC further submits that the Commission’s other decisions have 

followed this approach.  (BCTC Argument, para. 113) 

 

The ICNIRP is an international non‐profit organization, which is made up of independent scientific 

experts who are responsible for providing guidance and advice on non‐ionizing radiation protection 

for people and the environment.  In 1998, the ICNIRP developed voluntary exposure guidelines, 

recommending a residential exposure limit of 833 mG and an occupational exposure limit of 4,200 

mG. 

 

28  

 

 

4.2.2  Expected EMF Levels from the VCCT Project 

 

BCTC engaged BC Hydro Engineering to estimate the magnetic field levels that would be expected 

from the VCCT Project and includes the BC Hydro Magnetic Field Level Assessment Report as a part 

of the Application.  (Exhibit B‐1, Appendix Q)  The following table provides a summary of the peak 

magnetic fields computed for various averages and peak currents anticipated to flow in the two 

cable corridors, measured at one metre above ground level.  These readings are based on the 

measurements for the Sperling to Mount Pleasant and Mount Pleasant to 2L32 circuits. 

 

Table 3:  Summary of the peak magnetic field computed for various average and peak currents (used in Figures 3‐6) anticipated to flow in the two cable corridors 

 Source: Exhibit B‐1, Table 4, Appendix Q, p. 10 

  

In addition, the Figure below, reproduced from the BC Hydro report contained in Appendix Q 

illustrates the symmetrical magnetic field profiles across the ductbank in the Sperling to Mount 

Pleasant Corridor and shows how within 2.5 meters off the ductbank the magnetic field levels are 

reduced by almost 50 percent.  The peak readings of this sample are included on the third line in 

the above Table. 

 

29  

 

 

FIGURE 2 – MAGNETIC FIELD PROFILES ACROSS THE DUCTBANK BETWEEN SPG AND MPT AT PEAK CURRENTS IN 2012, 2022 AND 2032 

   Source: Exhibit B‐1, p. 93; Exhibit B‐1, Appendix Q, Figure 5, p. 13  

 

BCTC submits modelling demonstrates that EMF levels expected from the transmission cables for 

the VCCT Project range up to 95 mG, significantly below the exposure guideline of 833 mG 

established by the ICNIRP.  BCTC also notes that the actual magnetic field levels from the VCCT 

Project are expected to be lower than the levels shown in the Table above as a result of the 

conservative approach taken to estimate magnetic field levels.  (Exhibit B‐1, p. 92; BCTC Argument, 

p. 30) 

 

4.2.3  Mitigation Measures 

 

BCTC states that the duct bank system housing the cables would be a minimum 1 metre below 

street level and, on average, 2 to 2.5 meters below grade.  (Exhibit B‐1, p. 63)  BCTC further states 

that transmission cables will be shielded with aluminum or copper sheath, which will reduce the 

electric field outside a transmission cable to zero.  (Exhibit B‐3, BCUC 1.60.1)  Additionally, BCTC 

explains, transmission cable geometry has been selected to space the cables as close together as 

possible within thermal limits in order to reduce electromagnetic field through cancellation effects.  

(Exhibit B‐3, BCUC 1.60.10) 

30  

 

 

 

The Intervener, Protest New Powerlines, asks that the Commission compel BCTC to bury the power 

lines at least an additional meter.  (PNP Argument, p. 1)  In Reply, BCTC submits that there is no 

convincing new evidence that doing so and incurring the extra cost would result in any benefit to 

human health.  (BCTC Reply, para. 28) 

 

As part of its public consultation program, BCTC introduced a new section on its website for the 

purpose of providing up to date information on the VCCT Project. (Exhibit B‐1, pp. 101‐102)  The 

bar graph shows the typical magnet field levels that would occur, depending on distance (measured 

in meters) from the centre line of the duct bank. 

 

 Source:  Exhibit B‐3, BCUC IR 1.60.11, Attachment 1 (following p. 212)    

PNP also measured magnetic fields over a comparable installation during January 2010, obtaining 

measurements consistent with those obtained by Powertech Labs, Inc. on behalf of BCTC.  

(Exhibit C3‐16, p. 3) 

31  

 

 

Mr. Anderson, the witness retained by PNP suggests two alternative transmission cable 

technologies that could reduce the level of EMF; namely, oil‐filled steel pipe‐type cable and “HVDC 

[High Voltage Direct Current] Light.”  (Exhibit C3‐8, pp. 5, 8; Exhibit C3‐15, pp. 2‐3) 

 

BCTC takes the position that neither option is appropriate for the Project for a number of reasons.  

With respect to pipe‐type cables, BCTC notes that high‐pressure fluid filled (HPFF) pipe‐type circuits 

have relatively lower ampacity, which would necessitate the use of an additional cable in each 

circuit, and result in the need for a corresponding additional set of GIS terminations.  As well, HPFF 

cables suffer higher heat losses and also require the use of pumping plants to maintain the high 

fluid pressure within the pipe.  Construction of pumping plants is not considered to be feasible 

given the limited space available at the existing Cathedral Square substation and the proposed new 

Mount Pleasant substation.  Further, there is increased potential for the escape of electrical 

insulating fluid in the event of a fault or equipment malfunction, increasing the environmental risk.  

These factors all tend to increase capital and maintenance costs and reduce reliability while also 

increasing the environmental risk.  (Exhibit B‐10; BCTC Argument, para. 118) 

 

With respect to HVDC Light technology, BCTC takes the position that direct current technologies 

are neither cost effective nor practical for the VCCT Project.  BCTC notes that “a direct current 

solution would require large, expensive and complex AC‐DC converter stations at each end of the 

circuits” – three in total for the VCCT Project, each housed in its own multi‐storey building.  Neither 

the existing Cathedral Square nor proposed Mount Pleasant substation has sufficient space to 

accommodate the addition of a converter station.  Further, HVDC Light is a relatively new and 

largely unproven technology.  (Exhibit B‐10; BCTC Argument, p. 31) 

 

In summary, BCTC submits that it has adopted an approach of implementing no cost/low cost 

mitigation measures, consistent with the recommendations of the WHO.  (BCTC Argument, p. 31; 

Exhibit B‐3, BCUC 60.12)  Specifically, BCTC notes that, although no specific measures have been 

undertaken to reduce EMF beyond applying BCTC’s standard design practices, the layout of 

equipment in the substation reduces the magnitude of EMF at the substation property line.  

(Exhibit B‐9, BCUC 2.8.1, 2.8.2) 

32  

 

 

 

4.2.4  The Potential Impact of EMF on Human Health 

 

In the VITR Decision, the Commission Panel directed BCTC to file a public report with the 

Commission every two years, or sooner if there are major developments in the field, summarizing 

the latest results of EMF risk assessments and any changes in the guidelines developed by the 

World Health Organization, ICNIRP, Health Canada and others, where relevant. 

 

BCTC filed its first report, “EMF and Health Review and Update of Scientific Research,” with the 

Commission in November 2007 (Exponent 2007).  That report evaluated the scientific research 

published from the end of 2005 through August 2007.  The second report (Exponent 2009), filed in 

conjunction with the Application, is based on “a comprehensive literature search and includes 

experimental and epidemiologic studies available from September 2007 through to January 2009.”  

The Exponent 2009 report also summarizes the conclusions of the weight‐of‐evidence consensus 

reviews by scientific organizations that have been completed since September 2007.  (Exhibit B‐1, 

Appendix R) 

 

By way of summary, BCTC states the general conclusion of the Exponent 2009 report is that peer 

reviewed studies published and scientific reviews conducted since the period covered by the first 

report in 2007 provide no new evidence to change the conclusion of Exponent’s 2007 report that 

exposure to EMF from power lines has no known adverse effects on human health, or on plants or 

animals.  (Exhibit B‐1, p. 95) 

 

Intervener Evidence and BCTC Rebuttal Evidence 

 

Protest New Powerlines is a group of local residents and other individuals who oppose the VCCT 

Project in particular and new transmission lines in general.  PNP submitted several lists of 

signatures which began with the following statement: 

 

   

33  

 

 

“We the undersigned do strongly object to the Vancouver City Central Transmission Project which intends to lay high voltage power lines in the south Granville and Kitsilano areas endangering our health and lowering our property values.”  (Exhibit C3‐1‐1) 

 

The PNP also filed a number of documents regarding the potential impact on human health.  

(Exhibits C3‐3, C3‐5, C3‐8, C3‐10, C3‐12, C3‐14, C3‐16)  Some of these documents indicate that 

keeping public exposure levels to power line EMF under 2 mG is necessary to avoid adverse health 

effects.  (Exhibit C3‐8, p. 6; Exhibit C3‐14, p. 112). 

 

BCTC retained Dr. Linda Erdreich of Exponent Inc. to review the documents filed by the PNP and to 

respond to scientific documents that have not been addressed specifically in previous Exponent 

reports.  Dr. Erdreich found that the analysis in various reports “is seriously flawed and does not 

provide a basis for rejecting the reviews of numerous scientific organizations that have carefully 

considered the entire body of research on EMF and public health.”  Dr. Erdreich noted that many of 

the reports submitted by PNP lacked the appropriate “weight‐of‐evidence consensus review” 

necessary to a balanced assessment.  Dr. Erdreich further concluded that “the materials submitted 

by the PNP have not provided evidence of adverse effects at levels of a few milligauss.  Given the 

consensus of national and international health and scientific agencies that EMF is not a public 

health hazard, further lowering of the magnetic field levels of the VCCT Project is unlikely to 

provide any public health benefit of increase safety.”  (Exhibit B‐10, pp. 1, 8) 

 

BCTC and Intervener Arguments 

 

In its Argument, BCTC provides a further extensive review of the documents filed by PNP.  (BCTC 

Argument, paras. 121‐137)  BCTC submits that in recent years, the Commission has issued eight 

decisions, all of which have consistently rejected the claim that EMFs pose health hazards.  BCTC 

further submits that the evidence in the VCCT proceeding does not provide any convincing new 

evidence regarding EMF related health hazards and that there is no basis upon which the 

Commission can or should require the VCCT Project to be designed to ensure that EMF levels are 

limited to a few milligauss.  (BCTC Argument, paras. 138‐139) 

34  

 

 

 

BCOAPO submits that it does not share PNP’s concerns over EMF in this case for two reasons.  First, 

the transmission lines will be buried on average 2 m to 2.5 m underground.  Second, the 

Commission has previously adopted the guidelines developed by the ICNIRP for EMF safety and, 

BCOAPO notes, the maximum exposure levels from the underground ducts are less than 10 percent 

of the exposure limit recommended by the ICNIRP.  (BCOAPO Argument, p. 7) 

 

The CEC notes that BCTC has extensively reviewed the EMF evidence filed in this proceeding and 

submits “the CEC agrees with BCTC’s assessment of the evidence and the conclusion that there is 

no new or convincing basis for the Commission to require BCTC to alter its proposed approaches to 

dealing with EMFs.”  (CEC Argument, pp. 11‐12) 

 

Commission Determination 

 

The Commission Panel notes that the lists of signatures filed by PNP contain, in some cases, 

signatures of persons who do not appear to be connected to the area of the VCCT Project, and in 

some instances, appear to be signed by the same person more than once.  The Commission Panel, 

therefore, places no weight on the lists of signatures filed by PNP. 

 

The Commission Panel also notes that a number of previous Commission decisions in recent years 

have confirmed that the EMF exposure guidelines developed by the International Commission on 

Non‐Ionizing Radiation Protection, and endorsed by the World Health Organization and Health 

Canada, are the appropriate guidelines for considering the safety of EMF levels.  These guidelines 

recommend a residential exposure limit of 833 mG.   

 

After considering the evidence filed in this proceeding, and noting the EMF‐related health concerns 

expressed by Protest New Powerlines, the Commission Panel finds that no persuasive new 

evidence has surfaced indicating that change is warranted and/or imminent at this time.   

 

   

35  

 

 

The Commission accepts Dr. Erdreich’s analysis of the documents filed by PNP.  In addition, the 

Commission Panel accepts BCTC’s evidence that neither of the two alternative cable technologies 

proposed by Mr. Anderson is appropriate for the VCCT project for the reasons given by BCTC’s 

engineers. 

 

Accordingly, the Commission Panel concludes that it should not impose lower EMF exposure 

standards for the Vancouver City Central Transmission Project.  Regardless, the Commission 

continues to remain receptive to scientific developments in this area by way of the bi‐annual 

reports from BCTC stipulated in the VITR Decision. 

 

The Commission Panel also continues to endorse BCTC’s no cost/low cost mitigation measures, 

which are consistent with the recommendation of the World Health Organization.  The Commission 

Panel notes that EMF levels decrease with distance from the transmission cable, and that the EMF 

field at 5 metres away from the circuit centreline, both modeled and measured, is approximately 

10 mG and accepts BCTC’s evidence that the incremental gain in burying the circuit another metre 

lower will not produce a significant reduction in magnetic field strength to warrant the extra cost of 

burying the circuit one metre deeper.  

 

Finally, the Commission Panel notes that at peak currents the estimated maximum magnetic fields 

at the centreline of the duct bank will be in the 60 to 95 mG range, as shown in the bar chart, or 

only some ten percent of the recommended exposure limit.  Furthermore, because of the shape of 

the magnetic field profiles, already within 2.5 meters off the ductbank the magnetic levels are 

reduced by almost 50 percent.  Consequently, the Commission Panel accepts BCTC’s evidence that 

magnetic fields from the proposed lines will be well below the existing guidelines for the 

proposed VCCT routing at the ductbank and almost negligible at residences in the area. 

 

   

36  

 

 

4.3  Ground Potential Rise and Neutral to Earth Voltage 

 

Ground Potential Rise (GPR), measured in volts, is the product of ground fault current and ground 

grid resistance.  BCTC states that substations “are designed to limit GPR to a maximum of 5 kV as 

per section 36 of the Canadian Electrical Code….”  (Exhibit B‐9, BCUC 2.10.1; BCTC Argument, p. 26) 

 

Due to the low impedance of the substation ground grid and the distribution neutral, BCTC expects 

the GPR rise at the customer service neutral to be very low.  (Exhibit B‐9, BCUC 2.10.1)  However, 

BCTC notes that it is unable to provide an estimate of the GPR on the surrounding properties due to 

the following unknown conditions: 

 1.  Resistance of the Mount Pleasant substation ground grid; 

2. Resistance of the customer ground connections(s); 

3. Impedance of distribution neutral; and 

4. Soil resistivity in the vicinity of the customer ground connection. 

(Exhibit B‐9, BCUC IR 2.10.2) 

 

The actual GPR immediately outside the substation will not be known until soil resistivity 

measurements are made following excavation of the site.  (Exhibit B‐3, BCUC 1.48.2; BCTC 

Argument, p. 26)  GPR in the vicinity of the substation is presently unknown as it will depend on the 

grounding system employed by each customer attached to the distribution system and the soil 

resistivity at that location.  GPR will also decrease with distance from the substation.  (Exhibit B‐3, 

BCUC 1.48.3) 

 

The fault current on the distribution circuits exiting the Mount Pleasant substation will be limited 

to less than 7 kilo‐amperes (kA).  BCTC states that:  “  [i]n large stations like this the fault duty on 

the medium voltage 12/25 kV bus within the station is high but by using current limiting reactors 

on the outgoing distribution circuits the high fault level is contained within the station.”  

(Exhibit B‐3, BCUC 1.48.1)  

37  

 

 

 

BCTC states that:  “[i]n the transmission cable system … the induced voltages in metal components 

of transmission cable manholes will be negligible under normal load currents and limited to 3 kV 

under fault conditions.  These levels are well within the 5kV limit of the Canadian Electrical Code 

for ground potential rise and induced voltages.”  (Exhibit B‐3, BCUC 1.60.6)  

  

Commission Determination 

 

As the soil conditions have not yet been determined, the Commission Panel directs BCTC to file a 

summary report of the soil resistivity results which demonstrate that the desired voltage levels 

will be achieved, and if necessary, to provide an evaluation of any GPR risks and any mitigation 

that may be needed. 

 

Neutral to Earth Voltage 

 

PNP’s expert, Mr. Anderson, refers to “plumbing current” as often being “the most important 

source of magnetic fields in buildings.”  “Plumbing current” results from current flowing into or out 

of a municipal water main.  Mr. Anderson notes that this is possible because the practice of 

grounding buildings to metal water systems creates an alternate path for “return” current to flow 

back to the power provider, other than through the service wire.  Mr. Anderson states that “[i]t can 

cause inappropriate current to flow out to the water main then back into neighbouring buildings 

via the plumbing... in a continuous loop manner”, increasing the magnetic field in the area.  

(Exhibit C3‐8, PNP Expert Report of Chris Anderson dated December 15, 2009, pp. 8‐9) 

 

BCTC disputes the conclusions drawn by Mr. Anderson.  BCTC’s evidence is that Neutral to Earth 

Voltages (NEV), which are caused by AC currents returning to the substation through the ground in 

parallel to the customer neutral, will be mitigated due to BC Hydro’s use of a multi‐grounded 

neutral so that NEV does not impact adjacent customers.  (Exhibit B‐9, BCUC 2.10.1, 2.10.3) 

 

   

38  

 

 

BCTC filed a report from BC Hydro Engineering prepared by Matt Drown, P.Eng. in response to 

Mr. Anderson’s evidence.  (Exhibit B‐10 Letter dated March 19, 2010 from BC Hydro to BCTC 

prepared by Matt Drown, P.Eng.)  Mr. Drown explains the “return current” as follows: 

 

“Electricity is distributed to customers with alternating current (i.e. “AC”).  In each cycle, current flows from the substation to the customers’ electrical system and then reverses and flows from the customers’ electrical system back to the substation.  The cycle repeats 60 times per second.  The current back to the substation, the “return current,” flows through a separate wire, the “neutral.”  

Physical systems can be imperfect, and some “return current” can move through another path to the substation.  However, electricity will tend to follow “the path of least resistance.”  The neutral is a much better conductor than the surrounding ground or nearby conducting structures like plumbing or water mains.  Further, in built up areas like Vancouver where there are many customers, there are many neutrals all relatively close together and connected in parallel.  This means that there are many highly conductive paths on which current can return to the substation.”  He concludes, “[u]ltimately, very little return current will flow through the ground or through conducting structures like metal plumbing.” 

 

He also notes that “…transmission cables have no influence on return current flowing between a 

customer’s electrical system and a substation.  The transmission cables are separated from the 

distribution system by the equipment at the substation.” 

 

With respect to magnetic fields Mr. Drown notes that they “are generated by the current flowing in 

transmission cables” and have been modeled and measured for the Project, and states:  “[i]f a 

magnetic field intersects a metal object (for example, a metal water main), a voltage is induced that 

is proportional to the field strength.  If that metal object is connected in a circuit, a current will 

flow, and that current will itself have a magnetic field.  Under the laws of physics, the level of the 

induced magnetic field cannot be greater than the magnitude of the magnetic field that is inducing 

the voltage on the metal object…” such that “…any conceivable “induced EMF” from adjacent 

underground metallic structures will be no more that the levels anticipated for the planned 

transmission cables.”  The report further notes that:  “[j]ust as the magnetic field from the cable 

drops quickly with distance from the centerline of the cable, so to (sic) will the magnitude of any 

magnetic field that might result from any current induced in nearby conducting structures.” 

39  

 

 

Commission Determination 

 

The Commission Panel accepts the explanation as to the minimal levels of NEV which are likely to 

arise provided in the evidence of Mr. Drown.  However, the Commission Panel notes Mr. Drown’s 

acknowledgement of the fact that some return current (albeit “very little”) may flow through the 

ground or through conducting structures like plumbing.  The Commission Panel therefore expects 

that BCTC will provide an adequate design to mitigate possible NEV impacts.  

 

4.5  Rate Impact 

 

BCTC forecasts the impact of the VCCT Project on Transmission Revenue Requirement to be $ 17.5 

million per annum or 2.96 percent.  Its impact on the BC Hydro Revenue Requirement, including 

both the Transmission and substation distribution assets components is forecast to be $24.4 million 

per annum or 0.80 percent.  (Exhibit B‐1, p. 75) 

 

 

5.0  FIRST NATIONS AND PUBLIC CONSULTATION 

 

5.1  First Nations Consultation 

 

BCTC and BC Hydro are parties to an Asset Management and Maintenance Agreement dated 

November 12, 2003, pursuant to which BC Hydro continues to be responsible for the relationship 

between BC Hydro and First Nations concerning the Transmission System, and any 

communications, consultation and negotiating protocols and agreements with First Nations.  

 

Based on a review of maps of asserted traditional territories and/or maps of the Statement of 

Intent (SOI) areas submitted by First Nations in the British Columbia treaty negotiation process, BC 

Hydro identified the following First Nations who might be impacted by the VCCT Project:  

 

• Musqueam Indian Band; 

40  

 

 

• Squamish Nation; 

• Tsleil‐Waututh Nation; and 

• Stó:Lo Nation Society; and 

• Stó:Lo Tribal Council.  

 

BCTC states that commencing in November 2008 BC Hydro sent letters and made phone calls to the 

First Nations and Tribal Council to provide project updates, offers to meet, information on how to 

participate in the Commission process and a copy of the project application.  In response to these 

communications: 

 

• BC Hydro received no comments or responses from the Musqueam Indian Band, the Stó:lō Nation Society or the Stó:lō Tribal Council (although the Stó:Lo Resource and Research Management Centre (SRRMC) performed Heritage Resource Database Reviews to provide ethnographic information for the VCCT Project);  

• BC Hydro received a letter dated February 24, 2009 from the Squamish Nation stating the Nation had no concerns about the VCCT Project scope or proposed location and requesting BC Hydro to inform it of any archaeological findings as the project progressed;  

• The Tsleil‐Waututh Nation requested a meeting to discuss the project which took place on March 19, 2009.  In May 2009, BC Hydro provided the Nation with funding to review the project and provide written comment.  On August 19, 2009, The Tsleil‐Waututh provided an interim review of the VCCT Project which presented concerns that False Creek is an important archaeological area and that the drilling in David Lam Park has “the potential to negatively impact Tsleil‐Waututh cultural heritage and archaeological resources.”  In the same letter, the Tsleil‐Waututh requested: written justification as to why Golder and Associates (the firm contracted by BCTC to perform the environmental assessment for the project) chose the archaeological method they did and for the fact that no First Nations monitors were on‐site for the initial test drilling; a final copy of Golder’s report on the findings of the test drilling be sent to the Tsleil‐Waututh; to be contacted in advance of future obtrusive works; BCTC to commit to following environmental recommendations in the Golder environmental assessment report and to have a Tsleil‐Waututh archaeological monitor on‐site for future test drilling; and 

• BCTC states that BC Hydro responded by letter dated September 3, 2009, providing: the written justification requested; a promise to send the final Golder report to the Nation; an assurance that all reasonable efforts would be taken to keep the Nation informed of future drilling; and confirmation of BCTC’s intent to follow Golder’s environmental 

41  

 

 

recommendations.  As well, BC Hydro contacted the Tsleil‐Waututh to arrange for monitors to be on site for future drilling but was informed by a representative of the Nation that due to the nature of the future drilling, no monitor would be needed.  

 

Both BCTC and BC Hydro submit that their consultation with First Nations to the date has been 

adequate for the VCCT Project.   

 

Commission Determination 

 

The February 18, 2009 British Columbia Court of Appeal decisions of Carrier Sekani Tribal Council v. 

British Columbia (Utilities Commission), 2009 BCCA 67 (Carrier Sekani) and Kwikwetlem First Nation 

v. British Columbia (Utilities Commission), 2009 BCCA 68 confirmed that the Commission has an 

obligation to assess the adequacy of Crown consultation within the Commission’s regulatory 

scheme.  The Commission Panel has reviewed the evidence and submissions of the Applicant and 

the Interveners and has determined that BCTC’s consultation with First Nations with respect to the 

VCCT Project has been adequate to the point of this decision.  

 

BC Hydro appropriately identified the VCCT Project to be within the asserted territory of the 

Musqueam Indian Band, Squamish Nation, Tsleil‐Waututh Nation and Stó:lō Nation Society and 

within an area in which the Stó:lō Tribal Council may have an interest.  Accordingly, BC Hydro sent 

an initial contact letter to each Nation or Tribal Council with information about the project and its 

alternatives, maps and an invitation to meet to discuss how the project could affect the First 

Nation’s or Tribal Council’s rights.  The letter was sent at an early stage of project planning, when 

alternatives were being considered, allowing for First Nations interests to shape the project, if 

necessary.  

 

In coming to the conclusion that consultation has been adequate, the Commission Panel specifically 

finds that: BC Hydro regularly contacted the First Nations and Tribal Council, by letter and by 

phone, to provide information about the project and to offer to meet to discuss the project; BC 

Hydro heard no concerns about the project other than those raised by the Tsleil‐Waututh; BC 

42  

 

 

Hydro then responded to or accommodated all the concerns to date of the Tsleil‐Waututh as 

requested; and finally, no First Nation group has raised any concerns with the Commission with 

respect to the VCCT project.  

 

5.2  Public Consultation 

 

BCTC states that, up to the time of the Application, it has responded to the questions and issues 

raised by residents and other interested parties through numerous means including:  direct 

contact, Public Open Houses, Project Updates, the creation of a special section on the BCTC 

website for the Project and the preparation of information sheets on particular topics such as EMF.  

(Exhibit B‐1, p. 118) 

 

Other than PNP on the issue of electromagnetic fields, no Intervener has opposed the Project.  In 

the circumstances, the Commission considers that the public consultation efforts made with 

respect to the Project are adequate. 

 

6.0  PROJECT REPORTING 

 

BCTC proposes to provide quarterly reports to the Commission using a reporting format similar to 

that provided in the VITR Project.  (Exhibit B‐9 BCUC IR 2.9.4.1)  BCTC states it would consider 

further review by the Commission if there was significant uncertainty as to whether the project 

remained in the public interest.  However, BCTC does not believe it appropriate to predetermine a 

level of material variation from budget that would automatically require it to seek further review 

by the Commission.  (Exhibit B‐9, BCUC 2.9.2)  BCTC submits Earned Value Reporting (EVR) would 

not be beneficial in the management and control of the VCCT project.  Instead EVR would add 

unnecessary cost to both BCTC and its suppliers.  BCTC argues that, as it expects to enter into fixed 

price contracts for approximately 81 percent of the work, EVR would not provide improved project 

management.  Accordingly, BCTC submits quarterly reporting in the form used in previous projects 

will provide adequate information on project status, cost, schedule and risks.  (BCTC Argument, 

pp. 24‐26) 

43  

 

 

 

The CEC agrees with BCTC that quarterly reporting to the Commission should provide adequate 

openness and transparency with respect to the project’s progress and that EVR would not add 

material benefit to the management of the project.  (CEC Argument, p. 11)  BCOAPO highlights the 

risks associated with HDD drilling using the significant cost overrun experienced by Terasen Gas as 

an example.  BCOAPO submits that BCTC should report any potential cost overruns to the 

Commission as soon possible and that the Commission establish a cost control mechanism for the 

VCCT Project in general to protect ratepayers against significant cost overruns.  (BCOAPO 

Argument, pp. 6‐7) 

 

In reply, BCTC submits BCOAPO has not demonstrated any aspect of the VCCT Project would justify 

imposition of a “mechanism” beyond that is embodied in the regulatory system of public interest 

approval and prudence review, “nor has BCOAPO explained what such mechanism might look like.”  

(BCTC Reply, para. 8(e)) 

 

Commission Determination 

 

The Commission Panel accepts BCTC’s proposal to file quarterly reports using a format similar to 

that used in the Vancouver Island Transmission Reinforcement Project. 

 

 

7.0  COMMISSION DETERMINATION 

 The Commission Panel grants BCTC a CPCN for its Vancouver City Central Transmission Project 

and also grants BC Hydro a further CPCN for the construction of the VCCT Substation Distribution 

Assets. 

 

   

44  

 

 

 

DATED at the City of Vancouver, in the Province of British Columbia, this   Second   day of June 2010.       _____Original signed by:_________________ 

  ALISON A. RHODES   PANEL CHAIR/COMMISSIONER       _____Original signed by:_________________ 

  LIISA A. O’HARA   COMMISSIONER      _____Original signed by:_________________ 

  A.J. (TONY) PULLMAN   COMMISSIONER  

                  

SIXTH FLOOR, 900 HOWE STREET, BOX 250 VANCOUVER, BC  V6Z 2N3   CANADA web site: http://www.bcuc.com 

    

   

 BRIT I SH  COLUMBIA  

UTIL IT I ES  COMMISS ION      ORDER    NUMBER   C‐3‐10  

 TELEPHONE:  (604)  660‐4700 BC TOLL FREE:  1‐800‐663‐1385 FACSIMILE:  (604)  660‐1102 

 IN THE MATTER OF 

the Utilities Commission Act, R.S.B.C. 1996, Chapter 473  

and  

An Application by British Columbia Transmission Corporation for a Certificate of Public Convenience and Necessity for the Vancouver City Central Transmission Project 

  

BEFORE:  A.A. Rhodes, Commissioner/Panel Chair L.A. O’Hara, Commissioner   June 2, 2010 

  A.J. Pullman, Commissioner  

CERTIFICATE OF PUBLIC CONVENIENCE AND NECESSITY  WHEREAS:  A.  On September 21, 2009, the British Columbia Transmission Corporation (BCTC) applied (the Application), 

pursuant to sections 45 and 46 of the Utilities Commission Act (the Act), to the British Columbia Utilities Commission (Commission) for a Certificate of Public Convenience and Necessity (CPCN) to construct and operate the Vancouver City Central Transmission Project (the VCCT Project) as described in this Application; and 

 B.  BCTC is proposing the VCCT Project as the preferred solution to:  i) serve load growth in the Mount 

Pleasant/South False Creek area, ii) resolve reliability concerns associated with the end of life condition of the Main Street distribution duct banks being used to serve the Mount Pleasant/South False Creek area, and iii) resolve reliability concerns in view of the zero‐rating of transmission circuit 2L53; and 

 C.  The VCCT Project as originally filed, had an estimated capital cost of approximately $174 million and a 

further $27 million to be incurred for British Columbia Hydro and Power Authority’s Substation Distribution Assets (SDA), which were not at that time the subject of the Application, and included the construction of a new Mount Pleasant substation and a new transmission line approximately 8 km in length that follows the route described in the Application as Route Option B; and 

 D.  In the F2010/2011 BCTC Capital Plan Decision, dated July 13, 2009, the Commission directed BCTC to work 

with British Columbia Hydro and Power Authority (BC Hydro) to either accept its proposal to have BCTC or BC Hydro seek regulatory approval for the entire project, including both transmission and SDA components, or develop an alternative approach and directed BCTC and BC Hydro to provide their report within 90 days from the date of Decision; and 

         

2   

 

Orders/C‐3‐10_BCTC VCCT Decision 

 BRIT ISH  COLUMBIA  

UTIL IT IES  COMMISS ION      ORDER   NUMBER   C‐3‐10  

 E.  On October 21, 2009, BCTC filed amendments to its Application to incorporate an application for an order 

issuing a CPCN to BC Hydro for the construction and operation of the VCCT Substation Distribution Assets; and 

 F.  On Wednesday, November 25, 2009, the Commission held a Procedural Conference to hear submissions on 

the appropriate regulatory process for the review of the Application; and  G.  By Order G‐159‐09 dated December 16, 2009, the Commission directed that the Application be reviewed by 

way of a Written public hearing process; and  H.  The Written public hearing process concluded with the filing of BCTC’s Reply submission on April 15, 2010; 

and  I.  The Commission Panel has reviewed the evidence and submissions of all of the parties and determines that 

the Project is in the public interest.   NOW THEREFORE pursuant to section 45 of the Act, the Commission orders as follows:  1.  A CPCN is granted to BCTC for the VCCT Project and a further CPCN is granted to BC Hydro for the 

construction of the VCCT Substation Distribution Assets, as applied‐for.  2.   BCTC and BC Hydro are to comply with the directives in the Commission’s Decision issued concurrently with 

this Order.   DATED at the City of Vancouver, in the Province of British Columbia, this         Second             day of June 2010.    BY ORDER    Original signed by:    A. A. Rhodes   Commissioner/Panel Chair  

APPENDIX A Page 1 of 2 

LIST OF ACRONYMS   BC Hydro  British Columbia Hydro and Power Authority 

BCOAPO  British Columbia Old Age Pensioners’ Organization et al 

BCTC  British Columbia Transmission Corporation 

CEC  Commercial Energy Consumers Association of British Columbia 

Commission, BCUC  British Columbia Utilities Commission 

CPCN  Certificate of Public Convenience and Necessity 

DSM  Demand‐side Management 

Electromagnetic fields  EMF 

EPB  Earth Pressure Balanced 

EVR  Earned Value Reporting 

GIS  Gas Insulated Switchgear 

GPR  Ground Potential Rise 

HDD  Horizontal Directional Drilling 

HPFF  high‐pressure fluid filled 

ICNIRP  International Commission on Non‐Ionizing Radiation Protection 

IRs  Information Requests 

JIESC  Joint Industry Electricity Steering Committee 

kA  kilo‐amperes 

mG  Milligauss 

MVA  Megavolt‐amperes 

NEV  Neutral to Earth Voltages 

P50  50th percentile forecast 

PNP  Protest New Powerlines 

APPENDIX A Page 2 of 2  Right of Way  ROW 

SOI  Statement of Intent 

SRRMC  Stó:Lo Resource and Research Management Centre 

TBM  Tunnel Boring Machine 

UCA, the Act  Utilities Commission Act 

VCCT, the Project  Vancouver City Central Transmission Project 

VITR  Vancouver Island Transmission Reinforcement Project 

WHO  World Health Organization 

  

APPENDIX B Page 1 of 1 

  

LIST OF APPEARANCES  November 25, 2009 Procedural Conference  G.A. FULTON, Q.C.  Commission Counsel  A.W. CARPENTER R. LONERGAN  British Columbia Transmission Corporation  K. DUKE  British Columbia Hydro and Power Authority  E. KUNG  B.C. Old Age Pensioners' Organization   Active Support Against Poverty   B.C. Coalition of People with Disabilities   Council of Seniors' Coalitions of B.C.   End Legislated Poverty   Federated Anti‐Poverty Societies of B.C.   Tenant Resource Advisory Centre   (collectively “BCOAPO”)  A. McMURTRY  Protest New Powerlines       

LIST OF INTERVENERS  C1‐1  BRITISH COLUMBIA OLD AGE PENSIONERS ORGANIZATION 

C2‐1  BRITISH COLUMBIA HYDRO AND POWER AUTHORITY 

C3‐1  PROTEST NEW POWERLINES 

C4‐1  COMMERCIAL ENERGY CONSUMERS ASSOCIATION OF BC 

C5‐1  JOINT INDUSTRY ELECTRICITY STEERING COMMITTEE  

 

APPENDIX C  Page 1 of 3 

 UTILITIES COMMISSION ACT EXTRACTS 

 

Certificate of public convenience and necessity 

45  (1) Except as otherwise provided, after September 11, 1980, a person must not begin the construction or operation of a public utility plant or system, or an extension of either, without first obtaining from the commission a certificate that public convenience and necessity require or will require the construction or operation. 

(2) For the purposes of subsection (1), a public utility that is operating a public utility plant or system on September 11, 1980 is deemed to have received a certificate of public convenience and necessity, authorizing it 

(a) to operate the plant or system, and 

(b) subject to subsection (5), to construct and operate extensions to the plant or system. 

(3) Nothing in subsection (2) authorizes the construction or operation of an extension that is a reviewable project under the Environmental Assessment Act. 

(4) The commission may, by regulation, exclude utility plant or categories of utility plant from the operation of subsection (1). 

(5) If it appears to the commission that a public utility should, before constructing or operating an extension to a utility plant or system, apply for a separate certificate of public convenience and necessity, the commission may, not later than 30 days after construction of the extension is begun, order that subsection (2) does not apply in respect of the construction or operation of the extension. 

(6) A public utility must file with the commission at least once each year a statement in a form prescribed by the commission of the extensions to its facilities that it plans to construct. 

(6.1) and (6.2) [Repealed 2008‐13‐8.] 

(7) Except as otherwise provided, a privilege, concession or franchise granted to a public utility by a municipality or other public authority after September 11, 1980 is not valid unless approved by the commission. 

(8) The commission must not give its approval unless it determines that the privilege, concession or franchise proposed is necessary for the public convenience and properly conserves the public interest. 

(9) In giving its approval, the commission 

(a) must grant a certificate of public convenience and necessity, and 

(b) may impose conditions about 

(i)  the duration and termination of the privilege, concession or franchise, or 

APPENDIX C Page 2 of 3 

 (ii)  construction, equipment, maintenance, rates or service, 

as the public convenience and interest reasonably require. 

Procedure on application 

46  (1) An applicant for a certificate of public convenience and necessity must file with the commission information, material, evidence and documents that the commission prescribes. 

(2) The commission has a discretion whether or not to hold any hearing on the application. 

(3) Subject to subsections (3.1) and (3.2), the commission may issue or refuse to issue the certificate, or may issue a certificate of public convenience and necessity for the construction or operation of a part only of the proposed facility, line, plant, system or extension, or for the partial exercise only of a right or privilege, and may attach to the exercise of the right or privilege granted by the certificate, terms, including conditions about the duration of the right or privilege under this Act as, in its judgment, the public convenience or necessity may require. 

(3.1) In deciding whether to issue a certificate under subsection (3), the commission must consider 

(a) the government's energy objectives, 

(b) the most recent long‐term resource plan filed by the public utility under section 44.1, if any, and 

(c) whether the application for the certificate is consistent with the requirements imposed on the public utility under sections 64.01 and 64.02, if applicable. 

(3.2) Section (3.1) does not apply if the commission considers that the matters addressed in the application for the certificate were determined to be in the public interest in the course of considering a long‐term resource plan under section 44.1. 

(4) If a public utility desires to exercise a right or privilege under a consent, franchise, licence, permit, vote or other authority that it proposes to obtain but that has not, at the date of the application, been granted to it, the public utility may apply to the commission for an order preliminary to the issue of the certificate. 

(5) On application under subsection (4), the commission may make an order declaring that it will, on application, under rules it specifies, issue the desired certificate, on the terms it designates in the order, after the public utility has obtained the proposed consent, franchise, licence, permit, vote or other authority. 

(6) On evidence satisfactory to the commission that the consent, franchise, licence, permit, vote or other authority has been secured, the commission must issue a certificate under section 45. 

APPENDIX C Page 3 of 3 

 (7) The commission may amend a certificate previously issued, or issue a new certificate, for the purpose of renewing, extending or consolidating a certificate previously issued. 

(8) A public utility to which a certificate is, or has been, issued, or to which an exemption is, or has been, granted under section 45 (4), is authorized, subject to this Act, to construct, maintain and operate the plant, system or extension authorized in the certificate or exemption. 

 

APPENDIX D Page 1 of 5 

IN THE MATTER OF the Utilities Commission Act, R.S.B.C. 1996, Chapter 473 

 and  

British Columbia Transmission Corporation Application for a Certificate of Public Convenience and Necessity (CPCN) 

for the Vancouver City Central Transmission Project (VCCT Project)  

EXHIBIT LIST 

 Exhibit No.  Description  COMMISSION DOCUMENTS  A‐1  Letter dated October 9, 2009 Regulatory Timetable 

A‐2  Letter dated October 29, 2009 issuing Commission Information Request No. 1 

A‐3  Letter dated November 20, 2009 – Appointment of Panel 

A‐4  Letter dated December 3, 2009 ‐ Requesting Intervenor comments on BCTC’s December 2, 2009 submissions (Exhibits B‐4 and B‐5) on a Procedural Order 

A‐5  Letter dated December 16, 2009 – Amended Regulatory Timetable 

A‐6  Letter dated January 13, 2010 – Amended regulatory Timetable 

A‐7  Letter dated January 19, 2010 – Amended Regulatory Timetable 

A‐8  Letter dated February 5, 2010 – Commission Information Request No. 2 

A‐9  Letter dated February 8, 2010 – Commission Information Request No. 1 to Dr. McMurtry 

A‐10  Letter dated February 8, 2010 – Errata to Commission Information Request No. 2 

A‐11  Letter dated February 17, 2010 – Withdraw ‐ Commission Information Request No. 1 to Dr. McMurtry 

A‐12  Letter dated February 17, 2010 – Notice regarding Expiry of Commissioner Pullman’s Order in Council appointment 

  

APPENDIX D Page 2 of 5   Exhibit No.  Description   APPLICANT DOCUMENTS BCTC  B‐1  BRITISH COLUMBIA TRANSMISSION CORPORATION (BCTC)  Letter dated September 21, 

2009 Application for a Certificate of Public Convenience and Necessity (CPCN) for the Vancouver City Central Transmission Project (VCCT Project)  

B‐1‐1  Letter dated October 21, 2009 filing amendments to its Application with respect to the VCCT Substation Distribution Assets  

B‐1‐2  Letter dated December 7, 2009 – BCTC filing amendments to its Application and IR‐1 Amendments  

B‐2  Letter dated October 16, 2009 ‐ Via Email Notice of Application for the VCCT Project 

B‐3  Letter dated November 19, 2009 – Responses to Information Request No. 1 

B‐4  Letter dated December 2, 2009 – BCTC Comments on Procedural Order 

B‐5  Letter dated December 2, 2009 ‐ BCTC Supplementary Submission on Procedural Order  

B‐6  Letter dated December 14, 2009 – BCTC reply submissions 

B‐7  Letter dated January 5, 2010 – BCTC letter to Dr. McMurtry regarding magnetic field measurements  

B‐8  Letter dated January 18, 2009 – BCTC response to extension request by PNP 

B‐9  Letter dated March 11, 2010 – Responses to BCUC IR‐2; BCOAPO IR‐1 and CEC IR‐1 

B‐9‐1  Letter dated March 11, 2010 – BC Hydro response to BCUC IR‐2.1.1 (also filed as Exhibit C2‐4) 

B‐10  Letter dated March 19, 2010 ‐ BCTC Rebuttal Evidence 

 

APPENDIX D Page 3 of 5 

 Exhibit No.  Description  INTERVENER DOCUMENTS  C1‐1  BRITISH COLUMBIA OLD AGE PENSIONERS ORGANIZATION (“BCOAPO”) – Letter dated 

November 3, 2009 requesting Intervenor status for Jim Quail, Eugene Kung and Bill Harper 

C1‐2  Letter dated December 8, 2009 – BCOAPO objections on proposed regulatory process 

C1‐3  Letter dated February 10, 2010 – BCOAPO Information request No. 1 to BCTC 

C2‐1  BRITISH COLUMBIA HYDRO AND POWER AUTHORITY (BCH) –November 13, 2009 requesting Intervenor status 

C2‐2  Letter dated November 19, 2009 – BC Hydro response to BCUC IR 1.5.1 

C2‐2‐1  Letter dated November 19, 2009 – CONFIDENTIAL BC Hydro response 

C2‐3  Letter dated December 9, 2009 ‐ BC Hydro’s response to BCTC's letters (Exhibit B‐4 and B‐5) 

C2‐4  Letter dated March 11, 2010 – BC Hydro response to BCUC IR‐2.1.1 (also filed as Exhibit B‐9‐1) 

C3‐1  PROTEST NEW POWERLINES (PNP) ONLINE REGISTRATION ‐ November 19, 2009 requesting Intervenor status by Dr. A. McMurtry 

C3‐1‐1  Submitted at hearing November 25, 2009 – List of signatures 

C3‐2  Letter received November 23, 2009 ‐ Summary of EMF Risk Evaluation 

C3‐3  Submitted at hearing November 25, 2009 – Report on the Evaluation of the Possible Risks from EMFs 

C3‐4  Submitted at hearing November 25, 2009 – Copy of Testimony of David A Harrison from BC Hydro Boundary Road Inquiry March 1995 

C3‐5  Letter received November 28, 2009 ‐ BioInitiative Report from August 31, 2007 

C3‐6  Letter dated November 30, 2009 – Submission of details on expert witness Walt McGinnis 

C3‐7  Letter dated December 8, 2009 – Comments on EMF and the application 

C3‐8  Letter dated December 15, 2009 – PNP submission of expert witness report 

APPENDIX D Page 4 of 5   Exhibit No.  Description   C3‐9  Letter dated January 11, 2010 – PNP request for extension on Submission of 

Intervenor Evidence 

C3‐10  Letter received January 12, 2010 – PNP submission of EMF evidence 

C3‐11  Letter dated January 17, 2010 Via Email ‐ PNP request for extension to file evidence 

C3‐12  Letter dated January 17, 2010 Via Email – PNP Submission of reports 

C3‐13  Letter dated January 19, 2010 – PNP submission of Brief Report on Testing AC Magnetic Fields 

C3‐14  Letter received February 1, 2010 – PNP submission of report titled Setting Prudent Public Health Policy for Electromagnetic Field Exposures 

C3‐15  Letter dated February 1, 2010 – PNP submission of Expert Witness Report 

C3‐16  Letter dated March 4, 2010 – PNP filing responses to Commission Information Request No. 1 

C4‐1  COMMERCIAL ENERGY CONSUMERS ASSOCIATION OF BC (CEC) VIA EMAIL ‐ Letter dated November 19, 2009  filing request by Christopher Weafer for Intervenor Status 

C4‐2  Letter dated February 11, 2010 – CEC Information Request No. 1  

C5‐1  JOINT INDUSTRY ELECTRICITY STEERING COMMITTEE (JIESC) Letter dated November  20, 2009 ‐ From R. Brian Wallace, Bull Housser & Tupper, legal counsel filing request for Registered Intervenor status on behalf of Dan Potts and Lloyd Guenther 

C5‐2  Letter dated February 8, 2010 – JIESC Notification of change 

 INTERESTED PARTY DOCUMENTS  D‐1  GORDON WONG– VIA EMAIL dated October 21, 2009 requesting Interested Party Status 

D‐2  AECON CONSTRUCTION MANAGEMENT INC. (ACMI) – VIA EMAIL dated November 13, 2009 requesting Interested Party Status 

D‐3  FRONTIER‐KEMPER CONSTRUCTORS (FKC) – VIA EMAIL dated November 16, 2009 requesting Interested Party Status 

APPENDIX D Page 5 of 5 

 Exhibit No.  Description  D‐4  LYNN KRUSZEWSKI (LK) – VIA EMAIL dated November 20, 2009 ‐ requesting Interested 

Party Status 

D‐5  SHAUGHNESSY HEIGHTS PROPERTY OWNERS’ ASSOCIATION (SHPOA) – VIA EMAIL dated November 23, 2009 ‐ requesting Interested Party Status 

   

 LETTERS OF COMMENT  E‐1  RUNKA, SHAUNDEHL ‐ Email dated October 29, 2009 issuing comment 

E‐2  BCP DEVELOPMENTS LTD. – Email dated November 2, 2009 from Donald Kydd