dTechs EPM Ltd. c. British Columbia Hydro and Power Authority

dTechs EPM Ltd. c. British Columbia Hydro and Power Authority
Base de données – Cour (s)
Décisions de la Cour fédérale
Date
2021-03-16
Référence neutre
2021 CF 190
Numéro de dossier
T-227-17
Contenu de la décision
Date : 20210316
Dossier : T-227-17
Référence : 2021 CF 190
[TRADUCTION FRANÇAISE]
Ottawa (Ontario), le 16 mars 2021
En présence de monsieur le juge Fothergill
ENTRE :
DTECHS EPM LTD.
demanderesse/ défenderesse reconventionnelle
et
BRITISH COLUMBIA HYDRO AND POWER AUTHORITY ET AWESENSE WIRELESS INC.
défenderesses/ demanderesses reconventionnelles
VERSION PUBLIQUE DU JUGEMENT ET DES MOTIFS
Table des matières
I. Aperçu 3
II. Détection des pertes électriques d’un réseau de distribution électrique 7
III. Actes de procédure et historique de l’instance 13
IV. Brevet 087 14
V. Revendications en litige 16
VI. Questions en litige 25
VII. Preuve 25
A. Témoins des faits et témoins experts 25
(1) Les témoins de dTechs 25
(2) Les témoins de BC Hydro 26
(3) Les témoins d’Awesense 27
B. Observations au sujet de la preuve 28
VIII. Faits 30
A. Invention de M. Morrison 30
B. Le système TGI d’Awesense 33
IX. Interprétation des revendications 35
A. Principes juridiques et dates pertinentes 35
B. Personne moyennement versée dans l’art (PVA) 37
C. Connaissances générales courantes de la PVA 39
D. Termes des revendications qui nécessitent une interprétation 43
(1) « Raccordement du compteur à une ligne d’alimentation primaire » 44
(2) « Modèles de consommation connus » 45
(3) « Notifier le service public » 54
X. Contrefaçon 57
A. Principes juridiques 57
B. Analyse 58
XI. Validité 65
A. Antériorité 65
(1) Principes juridiques 65
(2) Utilisation antérieure de BC Hydro 66
(3) Document OLO 74
(4) Document De 79
B. Évidence 85
C. Conclusion sur la validité 95
D. Autres moyens de défense 95
XII. Dispositif 96
I.
Aperçu
[1] Roger Morrison est un ancien sergent du Service de police de Calgary (SPC), pour lequel il a mené des enquêtes sur le crime organisé et les drogues illicites. Dans le cadre de son travail de policier, M. Morrison s’est intéressé à l’identification des opérations de culture de marijuana [les opérations de culture] en retraçant les lieux où étaient menées des activités de vol d’électricité.
[2] La police s’appuyait traditionnellement sur les conseils du personnel des services publics ou du public pour lancer des enquêtes sur le vol d’électricité et les opérations de culture de marijuana. Une fois qu’une propriété suspecte était identifiée, diverses mesures pouvaient être prises pour déterminer lequel des transformateurs de la ligne secondaire était en cause, et à partir de là quelle résidence était l’emplacement probable du vol ou de l’opération de culture. Cependant, cette approche était inefficace et, selon l’emplacement du transformateur, pouvait obliger la police à obtenir un mandat de perquisition.
[3] En 2004, M. Morrison a commencé à mettre au point une méthode plus efficace, moins intrusive et moins coûteuse pour retracer les lieux où sont menées des activités de vol d’électricité. Pour cela, il faillait raccorder un ampèremètre à la ligne d’alimentation primaire moyenne tension [MT] au niveau des jonctions électriques. Chaque jonction alimentait en moyenne dix transformateurs de distribution et chaque transformateur alimentait en moyenne huit résidences.
[4] M. Morrison a supposé que si une utilisation électrique anormalement élevée était détectée sur la ligne d’alimentation primaire, par rapport à l’utilisation courante, cela indiquerait une opération de culture de marijuana potentielle quelque part dans la partie du réseau électrique alimentée par cette jonction primaire. Une fois l’utilisation suspecte identifiée, d’autres mesures d’enquête pourraient être prises pour identifier le client suspect.
[5] M. Morrison considérait son idée comme nouvelle et comme une amélioration importante par rapport à l’approche traditionnelle. Il a également estimé que c’était rentable, car un seul compteur de ligne d’alimentation primaire pouvait être utilisé pour surveiller jusqu’à une centaine de points de service à la clientèle en cas de vol.
[6] Au cours des échanges de vues de première heure, une question qui se posait souvent était de savoir si des détournements d’électricité relativement faibles sur les lignes de service secondaires pouvaient être détectés avec précision en mesurant sur les lignes d’alimentation primaires, en particulier à l’aide d’un ampèremètre comme l’a proposé M. Morrison. La solution de M. Morrison consistait à se procurer un ampèremètre à enregistrement numérique pouvant mesurer avec précision le courant à une résolution de 0,1 A.
[7] En novembre 2005, M. Morrison a engagé Broy Engineering à Toronto pour concevoir et fabriquer un ampèremètre à enregistrement numérique [AEN] ayant une résolution de 0,1 A. Un prototype a été livré à M. Morrison en mars 2006, et ce dernier a mis à l’essai sa méthode le même mois. Il était content des résultats.
[8] Peu de temps après, M. Morrison a demandé un congé d’un an du SPC pour commercialiser son invention. Il n’est jamais retourné à son poste de sergent de police.
[9] Le 24 mai 2006, M. Morrison a constitué dTechs epm Ltd [dTechs]. Le 31 mai 2006, il a déposé une demande de brevet dont la date de priorité était le 10 février 2006, sur le fondement d’une demande déposée antérieurement.
[10] Le 12 mars 2008, M. Morrison a cédé la propriété de son invention à dTechs. Le 22 juillet 2008, dTechs a obtenu un brevet américain. Le brevet canadien a été délivré le 20 janvier 2009; dTechs y est inscrit comme propriétaire et M. Morrison comme inventeur.
[11] Le brevet canadien 2 549 087 [le brevet 087] est intitulé « Système de contrôle de profil électrique pour détecter une consommation anormale » et concerne de façon générale [traduction] « la surveillance de l’utilisation des services publics, tels que l’électricité, pour détecter les modifications des modèles normaux de consommation des services publics et, plus précisément, […] un système de détection de modèles indicatifs de vol de services publics d’électricité, comme dans la culture de marijuana en intérieur ».
[12] La British Columbia Hydro and Power Authority [BC Hydro] est une société d’État et un service public d’électricité. C’est l’un des plus importants fournisseurs d’énergie au Canada, produisant et fournissant de l’électricité à 95 % de la population de la Colombie-Britannique.
[13] Awesense Wireless Inc [Awesense] a été fondée en 2009. Son fondateur et directeur général est Mischa Steiner-Jovic, connu professionnellement sous le nom de Mischa Steiner. La vision de M. Steiner pour sa jeune entreprise était d’utiliser la technologie sans fil et l’analyse de données pour optimiser le réseau de distribution électrique. Il a présenté pour la première fois un concept d’optimisation du réseau à BC Hydro en mai 2010. Par la suite, Awesense a conclu une série de contrats avec BC Hydro pour la fourniture d’ampèremètres sans fil et de compteurs d’énergie à utiliser sur la ligne d’alimentation primaire ainsi que du logiciel de support.
[14] dTechs allègue que BC Hydro utilise un système, fourni par Awesense, qui est fondé sur les méthodes décrites dans le brevet 087, pour détecter les vols d’électricité et, par conséquent, contrevient aux revendications précisées du brevet. Bien qu’Awesense n’exécute pas chacune des étapes elle-même, dTechs affirme qu’elle est responsable d’avoir incité ou amené ses clients à contrefaire le brevet 087. dTechs allègue également qu’Awesense est responsable de la contrefaçon en vertu de la doctrine juridique du projet commun.
[15] Pour les motifs qui suivent, ni BC Hydro ni Awesense, individuellement ou collectivement, ne contrefait les revendications du brevet 087. De plus, les revendications du brevet 087 sont invalides pour cause d’antériorité et d’évidence.
II. Détection des pertes électriques d’un réseau de distribution électrique
[16] Le résumé suivant des méthodes de détection des pertes électriques d’un réseau de distribution d’électricité est adapté du bilan fourni par Carl LaPlace dans son rapport d’expertise du 10 avril 2020.
[17] Un réseau électrique ou un système de distribution comprend plusieurs niveaux. La fourniture d’électricité « descend » par ces niveaux ou composants fonctionnels au fur et à mesure qu’elle passe de la centrale de production au client. L’électricité produite s’écoule généralement du niveau de transport vers les sous-stations, puis vers les artères et enfin vers les clients.
[18] Un réseau de distribution d’électricité se compose des niveaux fonctionnels ou composants suivants (rapport d’expert de Carl LaPlace en date du 10 avril 2020, figure 1) :
Color Key:
Clé des couleurs :
Red: Generation
Rouge : Génération
Blue: Transmission
Bleu : Transmission
Green: Distribution
Vert : Distribution
Black: Customer
Noire : Client
Generating Station
Centrale
Generation Step Up Transformer
Transformateur élévateur de génération
Transmission lines 765, 500, 230, and 138 kV
Lignes de transmission 765, 500, 230 et 138 kV
Transmission Customer 138 kV or 230 kV
Client de transmission 138 kV ou 230 kV
Substation Step Down Transformer
Transformateur abaisseur de sous-station
Subtransmission Customer 26 kV and 69 kV
Client de répartition 26 kV et 69 kV
Primary Customer 13 kV and 4 kV
Client primaire 13 kV ou 4 kV
Secondary Customer 120 V and 240 V
Client secondaire 120 V ou 240 V
Figure 1: The Power Grid
Figure 1 : Le réseau électrique
[19] L’électricité est produite à partir de ressources telles que le charbon et le gaz naturel. Les centrales de production d’énergie sont communément appelées centrales électriques. L’électricité est produite dans les centrales électriques par des machines tournantes électromécaniques, alimentées par combustion ou fission nucléaire ou, dans le cas de la production d’énergie hydroélectrique, par des turbines à eau.
[20] Le niveau de transmission est un réseau de lignes triphasées fonctionnant à des tensions généralement comprises entre 115 kV et 765 kV. Les lignes de transmission sont conçues pour fournir de l’électricité sur de longues distances, des générateurs aux sous-stations, et sont interconnectées pour former un réseau. Cela signifie qu’il y a plus d’un chemin électrique entre deux points quelconques du système, ce qui améliore la fiabilité et le flux de fonctionnement : si une ligne tombe en panne, il existe un autre itinéraire pour garantir que le flux d’énergie est ininterrompu.
[21] Les sous-stations sont les points de rencontre entre le réseau de transport et le réseau de distribution. L’une de leurs fonctions principales est de convertir la puissance entrante des lignes de transmission à haute tension en la tension d’alimentation primaire inférieure requise pour la distribution.
[22] Les artères primaires de MT sont généralement des lignes de distribution aériennes montées sur des poteaux en bois ou enterrées sous terre. Elles acheminent l’électricité de la sous‑station dans toute sa zone de service. Les artères fonctionnent à la tension de distribution primaire, qui se situe généralement entre 4,2 kV et 34,5 kV dans toute l’Amérique du Nord. Une sous-station alimente normalement entre deux et 12 artères.
[23] Les transformateurs de service ou de distribution abaissent la tension de la tension d’alimentation MT primaire à la tension du client, qui est normalement un service de 120/240 V à deux branches dans toute l’Amérique du Nord. Dans la construction aérienne, les transformateurs de service sont des transformateurs monophasés montés sur les poteaux. Il peut y avoir plusieurs centaines de transformateurs de service le long d’une artère MT primaire.
[24] Les circuits secondaires sont alimentés par les transformateurs de service ou de distribution. Ils acheminent l’alimentation à 120/240 V directement aux utilisateurs finaux. Chaque transformateur dessert un petit réseau radial de lignes de service secondaires à basse tension [BT]. Ces lignes de service sont connectées aux compteurs des points de service des clients à proximité immédiate. Les compteurs peuvent être des compteurs « intelligents » analogiques ou numériques.
[25] Un « réseau intelligent » est un réseau électrique qui utilise des appareils électroniques intelligents numériques, des ordinateurs et des réseaux de données de communication pour contrôler, protéger et automatiser le réseau électrique. Cela peut être mis en contraste avec les technologies analogiques plus anciennes datant de plusieurs décennies qui ne sont en mesure que de traiter et de contrôler des données analogiques localisées. Les dispositifs de réseau intelligent comprennent des relais de protection et de contrôle numériques, des unités terminales distantes, des systèmes d’acquisition et de contrôle des données [SCADA], des appareils intelligents, des solutions d’énergie renouvelable numériques, des systèmes d’automatisation de la distribution, etc.
[26] Lorsque le brevet 087 a été publié en août 2007, la grande majorité des compteurs en service utilisaient l’ancienne technologie analogique. Cette technologie présentait deux défauts importants : 1) l’impossibilité de fournir des données de consommation en temps réel ou synchronisées (le comptage analogique ne pouvait fournir que la consommation totale d’énergie); 2) l’incapacité d’exporter des données numérisées sans fil. Cette dernière limitation a entraîné des coûts de main-d’œuvre importants en raison de la nécessité de lire les compteurs des points de service client en personne.
[27] Les compteurs intelligents numériques ont commencé à apparaître en 2007. La première génération de compteurs intelligents avait une connectivité sans fil limitée et nécessitait toujours un véhicule pour passer et télécharger les données mesurées. Ils avaient toutefois la capacité de mesurer la consommation synchronisée ou en temps réel. Il s’agissait d’une avancée technologique importante dans la détection des pannes de courant et du vol.
[28] Depuis août 2007, les méthodes typiques de « réseau intelligent » pour détecter les pertes ou les vols de courant se sont concentrées sur le point final secondaire ou le point de service client. Une méthode permise par les compteurs intelligents consistait à analyser les données de consommation en temps réel mesurées en kilowattheures [kWh] au moyen du compteur du point de service client pour identifier les modèles de consommation atypiques ou suspects.
[29] En 2007, l’utilisation de compteurs intelligents dans chaque point de service client était rare. Même avec les compteurs intelligents, la surveillance au point de service avait des limites car les compteurs pouvaient être contournés, masquant ainsi le vol.
[30] Les techniques de détection d’effraction déployées dans les compteurs des points de service client, telles que le « compte de clignotements », ont été comprises à partir d’août 2007. Cette technique consistait à enregistrer le nombre de fois qu’un compteur avait été mis hors tension par rapport aux compteurs voisins. Un nombre de clignotements inhabituellement élevé peut signifier qu’un client a retiré le compteur pour le trafiquer ou qu’il a installé des cavaliers autour de la base. Cependant, cette technique ne pouvait pas détecter le vol en mettant en direct les fils de dérivation du service client devant le compteur, ce qui était assez courant à l’époque.
[31] Une autre méthode connue de détection de vol consistait à mesurer les signatures thermiques des transformateurs de distribution alimentés par les artères MT primaires pour identifier une charge ou une surcharge excessive. Cependant, cela n’était pas toujours pratique, car le transformateur devait être surchargé au moment précis du relevé pris depuis un véhicule pour être détecté.
[32] Le comptage de la consommation au transformateur de distribution était une méthode connue pour détecter le vol d’électricité en août 2007. Cela nécessitait la mesure de l’entrée d’énergie totale d’un transformateur de distribution connecté à la ligne d’alimentation primaire et de la comparer à la production d’énergie globale des lignes secondaires d’un transformateur aux points d’extrémité. La production d’énergie totale du transformateur doit être égale à son entrée d’énergie primaire (moins les pertes de la ligne de distribution secondaire). Toute énergie manquante pourrait indiquer qu’un client alimenté par ce transformateur volait de l’électricité. Cette technique avait initialement une application pratique limitée, car elle nécessitait l’installation de compteurs sur chaque transformateur, ou d’autres moyens d’identifier les transformateurs suspects.
[33] Avec l’avènement des réseaux intelligents et des compteurs intelligents modernes, la comparaison de l’entrée d’énergie d’un transformateur de distribution connecté à la ligne d’alimentation primaire avec la production d’énergie globale des lignes secondaires d’un transformateur aux points de service client est devenue courante. BC Hydro a été le premier service public en Amérique du Nord à déployer une capacité d’équilibrage énergétique à l’échelle du réseau de distribution, et la méthode est maintenant largement utilisée par les services publics en Amérique du Nord et ailleurs.
III. Actes de procédure et historique de l’instance
[34] La présente action a été introduite par dTechs au moyen d’une déclaration datée du 16 février 2017. dTechs a par la suite modifié ses actes de procédure le 20 novembre 2017.
[35] BC Hydro a déposé sa défense et sa demande reconventionnelle le 15 décembre 2017. Ses actes de procédure ont par la suite été modifiés le 17 juillet 2019, le 20 février 2020, le 19 août 2020 et le 9 novembre 2020.
[36] Awesense a déposé sa défense et sa demande reconventionnelle le 15 décembre 2017.
IV. Brevet 087
[37] La date de priorité du brevet 087 est le 10 février 2006. Sa date de dépôt est le 31 mars 2006 et sa date de publication est le 10 août 2007. Le brevet 087 a été délivré le 20 janvier 2009.
[38] L’abrégé du brevet 087 est rédigé comme suit :
Des méthodes de détection de schémas atypiques de consommation d’électricité, déterminés par le contrôle de la consommation au niveau de la ligne principale, permettent de détecter les opérations de cultures illégales et les pertes en ligne inhabituelles dues à des lignes de service défectueuses. Un compteur haute résolution est raccordé à la ligne principale et les données recueillies sont comparées aux schémas de consommation connus ce qui permet d’identifier un vol ou une perte potentielle. Après identification d’un schéma atypique, les signatures thermiques des transformateurs alimentés par la ligne d’alimentation principale sont mesurées. Une signature thermique inhabituelle alerte sur l’utilité d’un essai en charge des lignes secondaires de chaque résidence alimentée par le transformateur permettant de localiser ainsi les résidences suspectes qui peuvent être des opérations de cultures illégales ou une perte en ligne due à des lignes de service défectueuses.
[39] Le brevet 087 indique que le domaine de l’invention se rapporte aux [traduction] « systèmes de surveillance de l’utilisation des services publics, tels que l’électricité, pour détecter les modifications des modèles normaux de consommation des services publics et, plus précisément, à un système de détection de modèles indicatifs de vol de services publics, comme dans la culture de marijuana en intérieur ».
[40] Selon la section Contexte de l’invention, le vol électrique entraîne des millions de dollars de pertes par an; 500 millions de dollars rien qu’en Ontario. La culture de la marijuana en intérieur est en grande partie responsable du vol d’électricité. En plus des pertes financières, les coûts supplémentaires pour la communauté comprennent des dommages matériels, un risque accru d’incendie dû à un câblage défectueux, ainsi que des baisses de tension et des pannes de courant dues à des transformateurs surchargés.
[41] L’inventeur reconnaît qu’il existe des systèmes connus pour surveiller la consommation au niveau des lignes secondaires qui alimentent l’électricité du transformateur à la résidence et qui peuvent détecter les surconsommations. Cependant, l’inventeur affirme qu’à sa connaissance, aucun système actuellement utilisé n’est en mesure d’identifier économiquement des modèles d’utilisation atypiques au niveau primaire, puis d’identifier des ménages particuliers susceptibles d’intéresser les services publics et les forces de l’ordre. La surutilisation due à une opération de culture de marijuana est difficile à détecter au niveau primaire, car elle ne sera généralement pas reconnue comme une altération importante de la mesure avec l’utilisation de compteurs conventionnels.
[42] Le Contexte de l’invention se termine comme suit :
[traduction] Il existe un grand intérêt pour les systèmes qui peuvent être utilisés pour identifier des modèles de consommation inhabituels, au niveau primaire, qui peuvent être révélateurs d’un vol de service public et qui n’enfreignent pas les lois existantes qui protègent les droits et libertés individuels.
[43] Selon le résumé de l’invention :
[traduction] Des modes de réalisation de l’invention concernent un procédé de détection de modèles de consommation atypiques qui, comparés à des modèles de consommation connus, sont utiles pour identifier les pertes électriques ou les vols, tels que dans le cas d’installations de culture de marijuana. L’utilisation d’un compteur ayant une résolution suffisante pour pouvoir détecter les modèles d’utilisation suspects sur la ligne d’alimentation primaire permet de surveiller les modèles de consommation sans devoir accéder à des propriétés privées et qui ne peuvent être contournées, ce qui est généralement le cas avec le comptage des résidences individuelles et les installations de culture.
[44] Le brevet 087 fournit une brève description des dessins ainsi qu’une description détaillée du mode de réalisation privilégié, suivi de 35 revendications.
V. Revendications en litige
[45] dTechs allègue la contrefaçon des revendications 1, 4 à 9, 13 à 29 et 33 à 35 [les revendications invoquées].
[46] Dans sa demande reconventionnelle, BC Hydro allègue que les revendications invoquées du brevet 087 sont invalides. Awesense prétend que le brevet 087 est invalide dans son intégralité, mais sa preuve et ses arguments et n’ont porté que sur les revendications invoquées.
[47] La revendication 1 est indépendante. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 1. Procédé de détection de modèles de consommation électrique atypiques comprenant :
fournir un compteur pour détecter la consommation d’électricité d’un service public;
connecter le compteur à une ligne d’alimentation primaire, la ligne d’alimentation primaire fournissant de l’électricité à une pluralité de transformateurs, chaque transformateur alimentant une pluralité de structures en électricité, le compteur ayant une résolution permettant de détecter une variation par rapport aux modèles de consommation connus;
surveiller la ligne d’alimentation primaire à des intervalles de temps prédéterminés pour la consommation d’électricité;
collecter des données pour déterminer des mesures indicatives de modèles de consommation;
comparer les modèles de consommation à des modèles de consommation connus pour identifier des modèles de consommation suspects;
lorsqu’un modèle de consommation suspect est identifié, notifier le service public du modèle de consommation suspect identifié dans la ligne d’alimentation primaire, le service public surveillant ensuite les caractéristiques de la pluralité de transformateurs pour identifier un transformateur suspect;
soumettre à un essai en charge au moins l’une d’une pluralité de lignes secondaires du transformateur suspect à chacune de la pluralité de structures pour identifier une structure suspecte.
[48] La revendication 4 dépend de la revendication 1, 2 ou 3. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 4. Procédé selon la revendication 1, 2 ou 3 ayant en outre un compteur intelligent connecté à des lignes secondaires à chaque structure pour déterminer la consommation à chacune des structures, le procédé comprenant en outre :
comparer l’alimentation électrique de la ligne d’alimentation primaire à une somme des consommations de toutes les lignes secondaires pour rapprocher la consommation avec l’alimentation.
[49] La revendication 5 dépend de l’une quelconque des revendications 1 à 4. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 5. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel les caractéristiques de la pluralité de transformations surveillées sont une signature thermique.
[50] La revendication 6 dépend de la revendication 5. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel la signature thermique est contrôlée en utilisant un laser infrarouge.
[51] La revendication 7 dépend de l’une quelconque des revendications 1 à 6. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 7. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel le compteur a une résolution permettant de détecter la consommation électrique dans une plage inférieure à 1 A.
[52] La revendication 8 dépend de l’une quelconque des revendications 1 à 7. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 8. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel le compteur a une résolution permettant de détecter la consommation électrique dans une plage d’environ 0,01 à environ 0,1 A.
[53] La revendication 9 dépend de l’une quelconque des revendications 1 à 8. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 9. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel le modèle de consommation suspect est supérieur à un modèle de consommation connu sur une période de temps prédéterminée.
[54] La revendication 13 dépend des revendications 1 à 12. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 13. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 12, dans lequel le compteur est un ampèremètre à enregistrement numérique.
[55] La revendication 14 dépend de la revendication 13. Elle décrit une méthode comme suit :
[traduction] 14. Procédé selon la revendication 13, dans lequel l’ampèremètre à enregistrement numérique a une résolution permettant de détecter la consommation électrique dans une plage inférieure à 1 A.
[56] La revendication 15 dépend de la revendication 13. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 15. Procédé selon la revendication 13, dans lequel l’ampèremètre à enregistrement numérique a une résolution permettant de détecter la consommation électrique dans une plage d’environ 0,01 à environ 0,1 A.
[57] La revendication 16 dépend des revendications 13, 14 ou 15. Elle décrit une méthode comme suit :
[traduction] 16. Procédé selon les revendications 13, 14 ou 15, dans lequel l’ampèremètre à enregistrement numérique est programmé pour s’actionner aux intervalles de temps prédéterminés pour mesurer la consommation électrique.
[58] La revendication 17 dépend des revendications 13 à 16. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 17. Procédé selon l’une quelconque des revendications 13 à 16, dans lequel l’ampèremètre à enregistrement numérique comprend en outre une mémoire tampon pour le stockage des données obtenues aux intervalles prédéterminés.
[59] La revendication 18 dépend de la revendication 17. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 18. Procédé selon la revendication 17, comprenant en outre :
le traitement des données stockées pour déterminer des mesures indicatives de modèles de consommation électrique; et transmettre les mesures indicatives des modèles de consommation électrique au service public.
[60] La revendication 19 dépend de la revendication 17 ou 18. Elle décrit une méthode comme suit :
[traduction] 19. Procédé selon la revendication 17 ou 18, comprenant en outre :
transmettre les données stockées à un processeur pour déterminer des mesures indicatives de modèles de consommation électrique.
[61] La revendication 20 dépend de la revendication 19. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 20. Procédé selon la revendication 19, dans lequel la transmission des données stockées se fait par technologie sans fil.
[62] La revendication 21 est une autre revendication indépendante. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 21. Procédé de détection de modèles de consommation électrique atypiques dans un système électrique ayant une ligne d’alimentation primaire fournissant de l’électricité à une pluralité de transformateurs et dans lequel chaque transformateur fournit de l’électricité à une pluralité de consommateurs via une pluralité de lignes secondaires, le procédé comprenant :
mesurer la ligne d’alimentation primaire à des intervalles de temps prédéterminés pour établir des données indicatives de modèles de consommation;
comparer les modèles de consommation à des modèles de consommation connus pour identifier des modèles de consommation suspects, et lorsqu’un modèle de consommation suspect est identifié, surveiller les caractéristiques de la pluralité de transformateurs pour identifier un transformateur suspect parmi la pluralité de transformateurs;
soumettre à un essai en charge au moins l’une de la pluralité de lignes secondaires formant le transformateur suspect vers chacun de la pluralité de consommateurs.
[63] La revendication 22 dépend de la revendication 21. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 22. Procédé selon la revendication 21, dans lequel les caractéristiques de surveillance de la pluralité de transformateurs comprennent en outre :
notifier à un organisme de surveillance le modèle de consommation suspect dans la ligne d’alimentation primaire, l’organisme de surveillance surveillant ensuite les caractéristiques de la pluralité de transformateurs.
[64] La revendication 23 dépend de la revendication 21 ou 22. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 23. Procédé selon la revendication 21 ou 22, dans lequel l’essai en charge d’au moins l’une de la pluralité de lignes secondaires provenant du transformateur suspect sert à identifier un consommateur suspect.
[65] La revendication 24 dépend de la revendication 21, 22 ou 23. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 24. Procédé selon la revendication 21, 22 ou 23, dans lequel le comptage de la ligne d’alimentation primaire est effectué à une résolution permettant de détecter une variation par rapport aux modèles de consommation connus dans la ligne d’alimentation primaire en réponse à des modèles de consommation suspects générés par les activités d’un consommateur.
[66] La revendication 25 dépend des revendications 21 à 24. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 25. Procédé selon l’une quelconque des revendications 21 à 24, dans lequel les caractéristiques de la pluralité de transformateurs surveillées sont une signature thermique.
[67] La revendication 26 dépend de la revendication 25. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 26. Procédé selon la revendication 25, dans lequel la signature thermique est contrôlée en utilisant un laser infrarouge.
[68] Les revendications 27 et 28 dépendent de la revendication 24. Elles sont rédigées comme suit :
[traduction] 27. Procédé selon la revendication 24, dans lequel la mesure est prise à une résolution permettant de détecter la consommation électrique dans une plage inférieure à 1 A.
28. Procédé selon la revendication 24, dans lequel la mesure est prise à une résolution permettant de détecter la consommation électrique dans une plage d’environ 0,01 à environ 0,1 A.
[69] La revendication 29 dépend de l’une quelconque des revendications 21 à 28. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 29. Procédé selon l’une quelconque des revendications 21 à 28, dans lequel le modèle de consommation suspect est supérieur à un modèle de consommation connu sur une période de temps prédéterminée.
[70] La revendication 33 dépend des revendications 21 à 32. Elle est rédigée comme suit :
[traduction] 33. Procédé selon l’une quelconque des revendications 21 à 32, dans lequel la mesure est prise en utilisant un ampèremètre à enregistrement numérique.
[71] Les revendications 34 à 35 dépendent de la revendication 33. Elles sont rédigées comme suit :
[traduction] 34. Procédé selon la revendication 33, dans lequel l’ampèremètre à enregistrement numérique a une résolution permettant de détecter la consommation électrique dans une plage inférieure à 1 A.
35. Procédé selon la revendication 33, dans lequel l’ampèremètre à enregistrement numérique a une résolution permettant de détecter la consommation électrique dans une plage d’environ 0,01 à environ 0,1 A.
VI. Questions en litige
[72] Les questions soulevées dans la présente instance sont celles de savoir si les revendications invoquées du brevet 087 sont contrefaites par BC Hydro, Awesense, ou les deux, et si les revendications invoquées du brevet 087 sont valides.
VII. Preuve
A. Témoins des faits et témoins experts
(1) Les témoins de dTechs
[73] M. Roger Morrison est l’inventeur nommé du brevet 087. Il est le fondateur de dTechs, entreprise à laquelle il a cédé la propriété du brevet 087 peu de temps avant le début du présent litige. M. Morrison est un ancien sergent du SPC, spécialisé dans les enquêtes sur le crime organisé et les drogues illicites. M. Morrison a témoigné à titre de témoin des faits.
[74] M. Peter Roy est ingénieur. Il est le président et propriétaire de Broy Engineering à Toronto. M. Roy a été appelé comme témoin des faits.
[75] M. Carl LaPlace est un ingénieur électricien ayant plus de 35 ans d’expérience. Il a occupé divers postes de direction technique et d’ingénierie dans plusieurs sociétés mondiales de réseaux intelligents, notamment Siemens, ABB, Elster-Honeywell, Sensus et GE. Il a été reconnu comme expert en génie électrique, notamment en ce qui concerne les systèmes de distribution d’électricité et les technologies connexes, y compris les technologies et méthodes de surveillance de la distribution d’électricité et d’identification des pertes techniques et non techniques.
(2) Les témoins de BC Hydro
[76] M. John Millard est le directeur de l’analyse des clients, des revenus et de la gestion des risques chez BC Hydro. M. Millard a été appelé comme témoin des faits.
[77] M. Wayne Cross est un ancien directeur du comptage du revenu chez BC Hydro. M. Cross a été appelé comme témoin des faits.
[78] M. Brent Hughes est un ancien directeur du comptage du revenu chez BC Hydro. M. Hughes a été appelé comme témoin des faits.
[79] M. Paul Trustham est conseiller en inspection sur le terrain chez BC Hydro. M. Trustham a été appelé comme témoin des faits.
[80] M. J Bradley Shepherd est un ingénieur professionnel qui a exercé pendant plus de cinquante ans le métier d’ingénieur électricien et gestionnaire dans l’industrie. Avant de devenir ingénieur professionnel, il a travaillé pendant dix ans comme électricien, électronicien et estimateur de coûts de projets électriques en milieu commercial, résidentiel, aérospatial et marin. Il a été reconnu comme expert en distribution d’électricité et en pratiques d’ingénierie et de services publics connexes, y compris les méthodes, processus, équipements et techniques liés à l’identification et au traitement des pertes dans les systèmes de distribution d’électricité, notamment les pertes dues au vol et/ou aux détournements d’énergie, y compris les détournements d’énergie liés aux opérations de culture de marijuana.
(3) Les témoins d’Awesense
[81] M. Greg Shaigec est un entrepreneur de Fortis BC, un important service public d’électricité en Colombie-Britannique. M. Shaigec a été appelé comme témoin des faits.
[82] M. Mischa Steiner-Jovic est le fondateur et chef de la direction d’Awesense Wireless Inc. M. Steiner a été appelé comme témoin des faits.
[83] M. William Bennett est un ingénieur professionnel à la retraite ayant plus de 35 ans d’expérience dans l’industrie de l’électricité et de la distribution. Il connaît tous les aspects de l’exploitation et de la gestion du réseau. Il a été reconnu comme expert en gestion du réseau électrique, exploitation et maintenance des services publics, technologie du réseau, planification et ingénierie de la distribution, conception et construction de systèmes de distribution aériens et souterrains, contrôle et exploitation du bureau du système, y compris les systèmes SCADA, l’exploitation des compteurs, le soutien aux enquêtes et la facturation de gros.
B. Observations au sujet de la preuve
[84] Les parties ont reconnu l’expertise des témoins experts qui ont été appelés à témoigner dans la présente instance, réservant toutes les questions qu’elles pourraient avoir sur la qualité de la preuve qu’ils ont présentée pour le contre-interrogatoire et les plaidoyers.
[85] dTechs dit que le témoignage de M. LaPlace devrait être privilégié à celui des experts appelés au nom des défenderesses. Elle soutient que M. Shepherd n’était pas bien placé pour commenter les connaissances générales courantes de la personne moyennement versée dans son domaine à l’époque pertinente, car il a cessé de travailler dans le domaine de l’ingénierie de la distribution d’électricité en 1994. Il s’est ensuite orienté vers l’assurance et le soutien des recours en justice. Depuis 2006, son activité consiste presque entièrement à enquêter et à témoigner dans le cadre de litiges découlant d’électrocutions, d’incendies électriques, de dommages matériels et d’expropriations.
[86] Selon dTechs, M. Bennett n’était ni indépendant ni objectif. dTechs affirme que les opinions exprimées dans le rapport de M. Bennett n’étaient pas le fruit de son propre jugement, mais étaient fortement influencées par les rapports d’experts des témoins de BC Hydro. Tout au long de son rapport, M. Bennett a employé un langage de marketing pour décrire les capacités du système d’Awesense, et un langage indûment restrictif pour décrire le brevet 087, dans un effort apparent pour mettre l’accent sur les différences entre les deux.
[87] BC Hydro fait remarquer que M. LaPlace n’a jamais été employé par un service public et n’a jamais été responsable de l’exploitation ou de la gestion d’un système de distribution électrique. Il n’a jamais travaillé comme monteur de lignes ou aux côtés de monteurs de lignes pour un service public, n’a jamais travaillé comme électricien et n’a jamais enquêté sur un vol électrique ou un cas de perte inconnue dans un système de distribution.
[88] Awesense ajoute que M. LaPlace a fait carrière dans le développement de produits et la vente auprès de fabricants d’équipements spécialisés dans les technologies d’alimentation et d’automatisation. Awesense soutient que, compte tenu de sa longue histoire avec les technologies de réseau intelligent, M. LaPlace a abordé le brevet 087 à travers le prisme des technologies numériques et de communication, même si le brevet 087 n’offre aucun enseignement dans ce domaine. Selon Awesense, le manque de participation directe de M. LaPlace aux enquêtes sur les vols d’électricité l’a amené à minimiser les aspects pratiques d’une importance critique du brevet 087.
[89] Certaines des critiques formulées par les parties au sujet des qualifications ou des approches des témoins experts qui ont témoigné dans la présente instance sont fondées. Cependant, aucune d’entre elles ne suffit à affaiblir l’ensemble des témoignages des témoins. Les motifs pour lesquelles je préfère la preuve présentée par certains témoins à celle d’autres sont expliqués ci-dessous.
VIII. Faits
A. Invention de M. Morrison
[90] M. Morrison était policier au sein du SPC entre 1986 et 2006. Au début des années 2000, il a été promu au rang de sergent dans l’unité des stupéfiants et a été chargé d’enquêter sur les opérations de culture de marijuana.
[91] M. Morrison n’avait aucune formation officielle en distribution d’électricité et aucune expérience de l’utilisation des AEN. La police sollicitait la coopération des services publics d’électricité pour mener leurs enquêtes et leur demandait de connecter un AEN à une ligne élec