ARCHIVÉ – Résultats de la consultation sur les révisions aux Lignes directrices sur les rapports d'événements de l'ONE

1

Alliance Pipeline Inc.

Émissions fugitives

Juillet 2017

Telle qu’elle est formulée, la section 4.1.3 des lignes directrices mises à jour proposées obligerait les sociétés réglementées à signaler toute « émission fugitive » ayant lieu au cours des activités courantes d’exploitation des réseaux pipeliniers. À titre d’exemple, l’Office donne les rejets provoqués par un problème de joints d’étanchéité, de garnitures ou de joints toriques. Alliance estime que faire rapport de tels événements augmenterait considérablement les obligations en matière de déclaration par rapport à ce qui se fait à l’heure actuelle, sans qu’il y ait d’avantages tangibles pour la sécurité publique. En outre, avec de telles exigences, il serait probablement difficile de faire la distinction entre les rejets entraînant des risques pour la sécurité et les rejets anodins.

Pour les raisons exposées plus en détail ci-dessous, Alliance invite l’Office à supprimer la mention des émissions fugitives des lignes directrices mises à jour proposées.

Absence de risque pour la sécurité – Comme le précise l’Office, le rejet d’une émission fugitive « ne présente aucun risque pour la sécurité du public, des employés de la société ou la protection de l’environnement immédiat ». Par conséquent, une émission fugitive ne présente pas les caractéristiques d’un incident dangereux.

Exigence en matière de rapport réglementaire inchangée – Le critère substantiel du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres est le suivant : « Rejet de gaz ou d’hydrocarbures à haute pression de vapeur (HPV) non intentionnel ou non contrôlé ». Ce critère fondamental est en place depuis des décennies et n’a jamais été interprété ou appliqué pour inclure les émissions fugitives. Alliance soutient qu’aucune raison impérieuse n’a été donnée pour justifier que cette ancienne convention soit modifiée.

Nature et origine des émissions fugitives – Les sociétés pipelinières s’efforcent de minimiser les émissions fugitives; cependant, un rejet à très petite échelle résultant d’une usure normale ou parfois du mauvais fonctionnement de joints, de garnitures ou de joints toriques fait partie de la réalité opérationnelle. Les émissions fugitives ne sont donc pas des événements extraordinaires, mais une réalité que les sociétés doivent gérer comme il convient au quotidien.

Exigences de l’Office en vigueur – En plus du point précédent, les émissions fugitives sont gérées par des sociétés dans le cadre des activités d’exploitation et d’entretien et de programmes de gestion de l’intégrité et de gestion environnementale déjà prescrits par le Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres (articles 27, 40 et 48).

Cadre gouvernemental existant en matière de rapport – Les émissions fugitives sont déjà régies par un cadre complet relatif au rapport au Canada. Les sociétés pipelinières de ressort fédéral ont, entre autres, l’obligation de déclarer les émissions fugitives en vertu des régimes de réglementation suivants : (i) Programme de déclaration de gaz à effet de serre d’Environnement et Changement climatique Canada relatif aux émissions de gaz à effet de serre; (ii) ministère de l’Environnement et de l’Action en matière de changement climatique de l’Ontario; (iii) ministère du Développement durable, de l’Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques du Québec; (iv) ministère de l’Environnement et des Parcs de l’Alberta et (v) Secrétariat des changements climatiques de la Colombie-Britannique.

Nouveaux règlements fédéraux proposés – De plus, le 27 mai 2017, Environnement et Changement climatique Canada et le ministère de la Santé ont publié un projet de règlement visant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils provenant d’installations pétrolières et gazières en amont et de réseaux de pipelines de transport. Le projet de règlement, qui s’appliquerait à l’ensemble des pipelines de ressort fédéral, formule des exigences propres aux émissions fugitives pour ce qui est « de la détection et de la réparation des fuites ». Le projet de règlement exigerait notamment de la tenue régulière de relevés de détection de fuites au moyen de l’imagerie optique des gaz, et prévoirait que toute fuite supérieure ou égale à 500 ppm soit réparée dans des délais définis.

À la lumière de ce qui précède, Alliance exhorte l’Office à ne pas classer les émissions fugitives comme incident ou événement à déclaration obligatoire. L’Office devrait plutôt continuer à permettre aux sociétés pipelinières de gérer les émissions fugitives conformément aux exigences réglementaires existantes et émergentes.

À long terme, Alliance recommanderait à l’Office de travailler à l’élaboration d’un seuil de déclaration des incidents volumétriques pour les rejets non intentionnels de gaz naturel. À cet égard, l’Association canadienne de pipelines d’énergie (CEPA) note que la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration des États-Unis utilise un seuil de déclaration volumétrique de trois millions de pieds cubes standard ou plus pour les rejets non intentionnels de gaz naturel.

Voir la ligne 3.

2

Alliance Pipeline Inc.

Dommages aux pipelines

Juillet 2017

De l’avis d’Alliance, l’Office étendrait inutilement l’exigence en matière de rapport, qui concernait jusqu’ici les seuls impacts causés par des tierces parties, à toutes les formes de dommages aux pipelines, peu importe leur gravité et leur cause.

Les circonstances décrites à l’alinéa 11 (1)b) du règlement sont tirées directement de l’article 112 de la Loi sur l’Office national de l’énergie et concerne clairement et exclusivement l’activité d’un tiers à proximité du pipeline. Pour que la déclaration des dommages causés aux pipelines soit plus vaste, l’Office pourrait modifier la définition du mot « incident » dans le Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres ou encore publier une ordonnance en vertu des pouvoirs que lui confère la Loi sur l’Office national de l’énergie.

 Alliance encourage toutefois l’Office à s’abstenir de prendre de telles mesures à la lumière de ce qui suit :

Gestion de l’intégrité – Alliance note que la question de l’augmentation des types de dommages aux pipelines est déjà traitée dans le programme de gestion de l’intégrité des sociétés pipelinières (article 40 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres).

Mesures du rendement des sociétés pipelinières – Les mesures relatives à l’intégrité se trouvent déjà dans les mesures du rendement que les sociétés pipelinières doivent soumettre chaque printemps à l’Office pour l’année civile précédente. Si l’Office souhaite recueillir encore plus de données sur les dommages aux pipelines, ces mesures pourraient être élargies.

Séances annuelles d’information sur l’intégrité – De nombreuses années durant, le personnel de l’Office a tenu des rencontres annuelles d’information sur l’intégrité des pipelines avec les sociétés pipelinières du groupe 1. À l’avenir, ces séances continueront d’être une bonne tribune pour fournir à l’Office des renseignements sur l’intégrité continue des réseaux pipeliniers, notamment sur le repérage et sur la réparation des défauts des pipelines ou des dommages qui y ont été causés.

Interrelation avec d’autres critères de déclaration d’incident – Si un dommage à un pipeline entraîne une perte de confinement ou une autre conséquence importante, il fera toujours partie des événements à signaler selon les divers critères de déclaration des « incidents » énoncés à l’article 1 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres.

L’Office a examiné les commentaires et n’est pas d’accord. La Loi sur l’Office national de l’énergie ne peut être interprétée aussi clairement ou exclusivement. L’interdiction des activités résumées à l’article 112 de la Loi sur l’Office national de l’énergie s’applique à « toute personne ». Aucune autre définition n’est donnée et, par conséquent, l’expression « toute personne » devrait être lue dans son sens grammatical.  De plus, l’alinéa 11 (1)b) fait référence à « tout dommage ». À ce titre, l’Office s’attend à ce que les dommages, quelle que soit leur source, soient signalés.

Les mesures du rendement des pipelines sont recueillies chaque année. L’Office estime que ce délai ne convient pas à une exigence réglementaire qui doit être signalée « immédiatement » conformément au paragraphe 11 (1) du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des sociétés pipelinières).

Le personnel de l’Office utilisera les données générées par ces avis pour étayer ses activités de conformité, dont les réunions annuelles d’information sur l’intégrité. Les avis sont actuellement considérés comme un processus en une seule étape et ne dispensent pas des discussions qui ont lieu lors de ces réunions.

Notez que les dommages aux pipelines et les incidents se rapportent à des exigences de déclaration distinctes et que, par conséquent, deux rapports distincts sont requis. Une société peut soumettre plusieurs rapports au moyen du système de signalement d’événement en ligne.

L’Office conservera le commentaire d’Alliance concernant la modification de la définition d’incident aux termes du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres et l’examinera si le règlement venait à être modifié. L’Office a précisé la signification du mot « dommage ». Voir la ligne 4 pour avoir plus de détails.

3

Association canadienne de pipelines d’énergie

Émissions fugitives

Juillet 2017

Telle qu’elle est formulée, la section 4.1.3 des lignes directrices mises à jour proposées obligerait les sociétés réglementées à signaler toute « émission fugitive » ayant lieu au cours des activités courantes d’exploitation des réseaux de pipelines. À titre d’exemple, l’Office donne les rejets provoqués par un problème de joints d’étanchéité, de garnitures ou de joints toriques. Cette façon de déclarer des émissions fugitives suppose qu’il s’agit d’incidents détectables en temps réel (sous 24 heures). En réalité, la plupart des émissions fugitives sont très petites et détectables uniquement au moyen de tests spécifiques. En outre, ne pas faire la distinction entre les opérations normales et les événements touchant la sécurité est un obstacle à la mesure et au signalement du rendement des pipelines sur le plan de la sécurité, et risque de créer de la confusion et d’induire le public canadien en erreur.

Pour les raisons détaillées ci-dessous, CEPA exhorte l’Office à supprimer les émissions fugitives des lignes directrices mises à jour proposées. (REMARQUE : Pour avoir plus de détails sur les raisons susmentionnées, voir la page 2 de la lettre de réponse de CEPA datée du 28 juillet 2017.)

L’Office a examiné les commentaires dans leur globalité et voici sa réponse. L’Office s’attend à ce que les sociétés réduisent au minimum leurs émissions découlant de l’exploitation en général, mais il a constaté que, d’une société réglementée à l’autre, les rapports sont inégaux en ce qui concerne les rejets de gaz naturel ou d’autres produits à haute pression de vapeur.

Pour appuyer l’objectif final, soit de connaître les émissions que l’Office considère être des incidents, le personnel de l’Office a ajouté ce qui suit au sujet des rejets involontaires ou incontrôlés de gaz naturel ou d’hydrocarbures à haute pression de vapeur :

Événement ne faisant pas partie de l’entretien ou de l’exploitation prévue du pipeline qui se produit pendant la construction, l’exploitation ou la cessation de l’exploitation d’un pipeline et qui entraîne :

1. Un rejet de gaz naturel ou d’hydrocarbures à haute pression de vapeur de plus de 0,1 kg/s provenant de toute partie défectueuse d’un pipeline, d’une installation ou de matériel connexe, dont les joints d’étanchéité, les garnitures, les joints toriques, les bouchons et les vannes; ou

2. Un rejet, quelle que soit sa taille qui s’échappe depuis le corps de la canalisation ou depuis un raccord soudé.

Les événements qui n’entrent pas dans cette définition incluent :

• le brûlage à la torche ou le rejet intentionnel et contrôlé de gaz naturel ou d’hydrocarbures, y compris les rejets par les soupapes de surpression ou les vannes de sûreté fonctionnant correctement.

Veuillez noter que les sociétés devront fournir une estimation du taux de rejet et du volume total rejeté quand elles déclareront les incidents dans le système de signalement d’événement en ligne.

Pour estimer le taux de rejet, les sociétés doivent utiliser la formule suivante :

Taux (kg/s) = 132,52 x (h/1000)2 x racine carrée de (DxP)
* Formule du International Regulators Forum [anglais seulement]

Où :
h = équivalent du diamètre du trou (en mm)
D = densité du gaz (en kg/m³)
P = pression du gaz (en bara, pression absolue)

Pour calculer la masse totale rejetée servant à estimer les volumes, les sociétés doivent utiliser:

Masse totale (kg) = Taux (kg/s) x durée du rejet (s)

Pour calculer la durée du rejet, les sociétés doivent suivre ces directives dans l’ordre :

• Si l’heure du début et de fin du rejet sont connues : la durée réelle du rejet.
• Si l’heure du début du rejet n’est pas connue : l’heure de la dernière inspection/surveillance/visite sur place de cette partie de l’installation/du pipeline jusqu’au moment où le rejet a été découvert.
• Si la date de la dernière inspection/surveillance/visite sur place n’est pas connue : Supposer que la fuite date d’au moins 30 jours ou du jour où l’installation/le pipeline a été mis en service, selon la moins élevée de ces options.

Pour estimer le volume, les sociétés devraient utiliser la formule suivante :

Volume (m3 standard) = (n*R*288)/1000
* Loi des gaz parfaits

Où :
n = nombre de moles de produit
R = 0,08205 L atm / mol K

NOTE : La pression est standard à 1 atm et la température est standard à 288 K, de sorte qu’elles ne sont pas représentées.

4

Association canadienne de pipelines d’énergie

Dommages à un pipeline

Juillet 2017

En ce qui concerne les sections 6.2 et 11.7 des lignes directrices mises à jour proposées, CEPA comprend que l’Office envisage d’appliquer le critère des dommages aux pipelines du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines et d’étendre cette exigence de déclaration à toutes les formes de dommages, quelle qu’en soit la cause ou la gravité (p. ex. égratignure de l’enduit). CEPA est d’avis que tous les dommages ne constituent pas nécessairement un « incident » et qu’il faut d’autres critères et directives. Ainsi, au lieu du terme égratignure de l’enduit, on pourrait utiliser la formulation « dommages à l’enduit indiquant un contact susceptible de compromettre l’intégrité du pipeline ».

CEPA note également que les mesures de l’intégrité sont intégrées aux mesures du rendement du pipeline que les sociétés pipelinières doivent soumettre chaque printemps à l’Office. Si un dommage à un pipeline entraîne une perte de confinement ou une autre conséquence importante, il est enregistré comme un événement à déclarer d’après les critères de déclaration d’incident énoncés à l’article 1 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres. De plus, pendant de nombreuses années, l’Office a tenu des séances annuelles d’information sur l’intégrité des pipelines avec des sociétés pipelinières du groupe 1. À l’avenir, ces séances continueront d’être une bonne tribune pour fournir à l’Office des renseignements sur l’intégrité continue des réseaux pipeliniers (notamment sur l’identification et sur la réparation des défauts des pipelines ou des dommages qui y ont été causés).

CEPA est d’avis que tous les dommages ne constituent pas nécessairement un « incident » et qu’il faut d’autres critères et directives. Ainsi, au lieu du terme égratignure de l’enduit, on pourrait utiliser la formulation « dommages à l’enduit indiquant un contact susceptible de compromettre l’intégrité du pipeline ».

Il convient de resituer la formulation dans le contexte du Règlement sur la prévention des dommages qui oblige les sociétés à aviser l’Office si des dommages à leur pipeline se produisent ou sont découverts. Ces lignes directrices ne s’appliquent pas aux incidents à signaler en vertu du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres et le terme « incident » ne devrait pas être utilisé.

L’Office convient que toutes les formes de dommages ne sont pas à signaler en vertu de cet avis. L’Office a donc ajouté l’élément suivant à l’ébauche révisée des lignes directrices :

L’alinéa 11 (1)b) du Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des sociétés pipelinières) exige que toute société signale :

« tout dommage à ses conduites survenu ou relevé au cours de la construction d’une installation au-dessus, en dessous ou le long d’un pipeline, de l’exploitation, de l’entretien ou de l’enlèvement d’une installation, une activité qui a entraîné un remuement du sol dans la zone réglementaire ou le croisement d’un pipeline par un véhicule ou de l’équipement mobile ».

L’Office définit « dommage » comme tout impact causé par quiconque à un pipeline en état de fonctionner (y compris s’il est hors service) qui :

• est découvert au cours de l’exploitation ou d’une activité d’entretien et qui indique un contact avec le pipeline assujetti à la réglementation; ou
• a lieu hors de toute activité planifiée et pour lequel aucune procédure spécifique n’était en place afin d’atténuer les dommages.

Les événements qui ne répondent pas à cette définition incluent :

• les dommages à un pipeline lors d’une fouille d’intégrité qui visent à remplacer/réparer la section du pipeline concernée;
• les dommages à un pipeline faits pendant des travaux de stabilisation de pente où des contacts avec le pipeline sont anticipés ainsi que des mesures d’atténuation;
• les dommages à un pipeline dont l’Office a approuvé la désaffectation ou la cessation d’exploitation.

5

Association canadienne de pipelines d’énergie

Coûts liés aux incidents

Juillet 2017

CEPA aimerait mieux comprendre la valeur et le but de recueillir les données sur les coûts liés aux incidents et aimerait obtenir des renseignements plus détaillés sur les types de coûts (première intervention ou mesures correctrices permanentes) et sur l’échéancier aux fins de signalement.

À la lumière d’un premier examen des changements proposés, CEPA est d’avis que le fait de déclarer les coûts liés à l’incident n’ajoute aucune valeur d’efficacité à la déclaration des incidents. Les rapports de coûts liés à un incident varieront grandement en fonction des processus et procédures de chaque société. Ainsi, les sociétés n’ont pas toutes les mêmes méthodes de suivi des coûts; une société peut embaucher un entrepreneur pour une intervention et lui faire faire la récupération d’hydrocarbures déversés, ce qui coûte cher, alors que d’autres sociétés disposent de leurs propres moyens, qui sont moins onéreux.

Nous recommandons de ne pas intégrer aux lignes directrices de rapports d’événements les exigences relatives aux coûts liés aux incidents et de discuter dans un futur atelier ou une future réunion l’utilisation de telles données et de leur interprétation.

Voir la ligne 41

6

Association canadienne de pipelines d’énergie

Exploitation au-delà des tolérances de conception – Introduction

Juillet 2017

La définition de « incident » dans le Règlement sur les pipelines terrestres établit clairement ce qui doit être signalé à l’Office, les incidents qui entraînent l’exploitation d’un pipeline au-delà de ses tolérances de conception déterminées selon la norme CSA Z662, ou des limites d’exploitation imposées par l’Office. Plus précisément, le critère stipulé dans la définition du terme « incident » à la section 1 du Règlement se lit comme suit : « l’exploitation d’un pipeline au-delà de ses tolérances de conception déterminées selon les normes CSA Z662 ou CSA Z276 ou au-delà des limites d’exploitation imposées par l’Office. » L’ébauche des lignes directrices révisées fournit des exemples d’incidents à signaler qui correspondent à la catégorie de « l’exploitation d’un pipeline au-delà de ses tolérances de conception » qui ne sont pas exactes ou dont les limites ne se trouvent pas dans les normes CSA Z662 ou CSA Z276. Les exemples qui ont besoin de modification ou de plus de précision sont :

Les réponses précises se trouvent dans les lignes 5 à 8 ci-dessous.

7

Association canadienne de pipelines d’énergie

Exploitation au-delà des tolérances de conception – Mouvements de pente

Juillet 2017

Mouvements de pente – À l’étape de la conception, bon nombre de sociétés vont tenir compte des mouvements de pente et s’assurer que le mouvement correspond aux tolérances de la conception. En d’autres mots, un mouvement de pentes ne signifie pas nécessairement qu’il y a un incident « [d’]exploitation au-delà des tolérances de conception ». Qui plus est, une société pipelinière procède la plupart du temps au suivi de certaines pentes sur une base de long terme de concert avec ses programmes de gestion de l’intégrité. Dans pareils cas, le mouvement de sol est très lent, soit moins d’un millimètre par jour, parfois un peu plus lors de fortes pluies.

Dans ce contexte, CEPA recommande que soient déclarés uniquement les mouvements d’une pente qui exercent une déformation suffisante pour excéder les tolérances de conception déterminées selon les normes CSA Z662 ou CSA Z276.

L’Office a pris en considération les commentaires de CEPA et reconnaît que les mouvements de pente ne représentent pas en général un dépassement des tolérances de conception. Par conséquent, l’Office propose de modifier l’ébauche des lignes directrices afin de régler cette question :

Changer la puce sous « Cette définition englobe entre autres les événements suivants » qui se lit « les mouvements de pente » par « les mouvements de pente supérieurs aux prévisions utilisées à l’étape de la conception ou qui n’étaient pas prévus dans la conception. »

8

Association canadienne de pipelines d’énergie

Exploitation au-delà des tolérances de conception – Mise à nu d’une conduite

Juillet 2017

Mise à nu d’une conduite – En soi, la mise à nu d’une conduite ne constitue pas nécessairement un dépassement des tolérances de conception.

CEPA recommande que soient déclarées uniquement les mises à nu de conduite qui entraînent une préoccupation touchant l’intégrité et qui nécessitent des mesures correctives ou qui représentent une menace à la sécurité du public.

L’Office a pris en considération les commentaires de CEPA et est en désaccord avec son interprétation. Dans le cas d’un pipeline conçu pour aller sous terre, la mise à nu correspond à une exploitation au-delà des tolérances de conception.

9

Association canadienne de pipelines d’énergie

Exploitation au-delà des tolérances de conception – Composition du produit

Juillet 2017

Composition du produit – L’ébauche des lignes directrices révisées laisse entendre que toutes les propriétés chimiques établies dans le tarif sont en rapport direct avec les « tolérances de conception ». Les limites prévues dans le tarif diffèrent d’un exploitant à l’autre, ce qui entraîne alors diverses normes et exigences. Certaines limites prévues par le tarif découlent des négociations commerciales et non des tolérances de conception, et devraient donc être exclues de la déclaration. De plus, certaines caractéristiques dans les exigences du tarif n’ont aucune incidence sur la capacité de maintenir une exploitation sécuritaire et fiable du pipeline. Par exemple, certaines propriétés sont surveillées par courtoisie envers les utilisateurs finaux. Un dépassement des limites prévues par le tarif ne constituerait pas nécessairement un exemple d’exploitation au-delà des tolérances de conception...

CEPA recommande que cet exemple soit retiré. CEPA appuie le meilleur éclairage qu’apporte l’ajout de « produit corrosif dans une canalisation ou installation conçue pour des produits non corrosifs » comme exemple d’introduction d’un produit inapproprié.

L’Office reconnaît qu’une société peut faire la démonstration d’un cas particulier d’exploitation au-delà des tolérances de conception est sécuritaire (c.-à-d. que le pipeline est toujours fonctionnel), mais cela ne change rien au fait qu’il y a eu exploitation au-delà des tolérances de conception. L’Office doit tout de même être mis au courant de l’événement et recevoir les justifications pertinentes.

10

Association canadienne de pipelines d’énergie

Exploitation au-delà des tolérances de conception – Restriction volontaire de pression

Juillet 2017

Restrictions volontaires de pression – Exiger des sociétés qu’elles déclarent les restrictions volontaires de pression aurait un effet modérateur sur l’imposition de telles restrictions au départ. Les sociétés vont souvent s’imposer temporairement et à titre préventif des restrictions de pression en attendant les inspections internes ou d’autres activités de vérification. L’Office est habilité à mettre à l’épreuve le caractère adéquat et l’efficacité des contrôles d’une société au moyen d’inspections, d’audits ou d’autres mécanismes d’assurance de la conformité.

Retirer l’exigence (implicite).

L’Office a pris en considération les commentaires de CEPA et est en désaccord avec les arguments avancés. Si un pipeline se trouve sous le coup d’une restriction volontaire de pression à titre préventif en attendant des activités de vérification pour des raisons de sécurité, tout dépassement de la restriction de pression peut mener à un risque pour l’intégrité ou la sécurité, et l’Office doit être mis au courant de la situation. De plus, le personnel de l’Office comprend mal comment une société passerait outre de possibles préoccupations relatives à la sécurité en changeant son approche en matière d’application de restrictions de pression d’un point de vue préventif en raison d’une exigence de déclaration.

11

Association canadienne de pipelines d’énergie

Délais pour faire rapport

Juillet 2017

Délai pour faire un premier rapport – Des éclaircissements sont nécessaires au sujet des activités non autorisées, car elles ne sont pas mentionnées dans la définition de « incident » et ainsi échapperaient à l’exigence de déclaration immédiate. Un délai de rapport suffisant est nécessaire pour communiquer une possible activité non autorisée et pour mener une enquête préliminaire sur place.

CEPA propose que le délai pour faire un premier rapport d’activité non autorisée corresponde à ce qui suit :

Faire le premier rapport d’une activité non autorisée dans les 24 heures conformément à la section 3.0

Effectuer une enquête sur une activité non autorisée dans les 30 jours conformément à la section 6.4

Les lignes directrices révisées dans leur forme actuelle reflètent la recommandation de CEPA.

La section 3 des lignes directrices révisées stipule : « Lorsqu’il est précisé dans un règlement qu’un événement doit être déclaré " immédiatement " », et le paragraphe 11(1) du Règlement sur la prévention des dommages (obligations des sociétés pipelinières) [RPD-O] indique que les activités non autorisées doivent être déclarées immédiatement. Les activités non autorisées ne correspondent pas aux définitions précises de la section 3 qui obligerait à les déclarer dans les 3 heures, aussi les lignes directrices révisées stipulent-elles que les sociétés « … [doivent] faire rapport de l’événement dès que cela est possible et, quoiqu’il arrive, dans les 24 heures suivant la découverte de l’incident. »

De plus, la section 7.4 des lignes directrices révisées stipule que particulièrement dans le cas des événements aux termes du RPD, la société doit produire les renseignements qui manquent dans les 30 jours.

12

Association canadienne de pipelines d’énergie

Délais pour faire rapport

Juillet 2017

Remise d’un rapport d’incident préliminaire et d’un rapport d’incident détaillé – Le délai de 12 semaines pour produire une analyse de la cause première ainsi que les mesures correctives prises par la société pour prévenir d’autres événements du genre et les mesures préventives prises par la société pour prévenir d’autres incidents, du même genre ou non, dans l’ensemble de son réseau (s’il y a lieu) est souvent inapproprié. Une enquête préliminaire peut être effectuée en peu de temps selon la gravité; toutefois, les mesures correctives et préventives peuvent demander plus de 12 mois en fonction des échéanciers d’approvisionnement et de construction. CEPA recommande que le délai pour terminer les activités liées à un incident en vue de la transmission dans le système de signalement d’événements en ligne (SSEL) soit prolongé pour accorder le temps qu’il faut pour bien exécuter les tâches en question.

CEPA recommande que le délai pour terminer les activités liées à un incident en vue de la transmission dans le système de signalement d’événements en ligne (SSEL) soit prolongé pour accorder le temps qu’il faut pour bien exécuter les tâches en question.

L’Office a pris en considération la rétroaction et il croit qu’il y a une mauvaise compréhension des exigences relatives à la déclaration d’incidents et à l’enquête connexe. L’Office n’exige pas que les mesures préventives soient mises en œuvre avant la clôture d’un incident, seulement qu’elles soient déterminées. La vérification de la mise en œuvre des mesures correctrices et préventives fait partie des activités de vérification de la conformité de l’Office telles que l’inspection.

L’Office est toujours d’avis que 12 semaines suffisent pour effectuer l’analyse de la cause première et déterminer les mesures correctives et préventives pour la plupart des incidents.

13

Association canadienne de pipelines d’énergie

Approche préventive

Juillet 2017

Section 2.2 : Approche fondée sur la prudence – La présente section a été révisée pour clarifier davantage la déclaration d’événements en adoptant une approche fondée sur la prudence. D’autres sections du document abordent la question de l’approche fondée sur la prudence, mais elles n’ont pas été révisées pour être harmonisées aux modifications apportées à la section 2.2.2.

L’Office a mis à jour les sections pertinentes.

14

Association canadienne de pipelines d’énergie

Délais pour faire rapport

Juillet 2017

Recommandations pour les événements à déclaration obligatoire immédiate.

Section 3 : Événements à déclaration immédiate – CEPA recommande que les rejets en vertu de la définition d’un incident qui a des répercussions négatives sur les personnes ou l’environnement soient précédés de « non intentionnel ou non contrôlé ». Le Bureau de la sécurité des transports (BST) exige d’être avisé immédiatement d’un incendie ou une explosion qui rend inexploitable un pipeline ou une installation. CEPA recommande d’ajouter ce qui précède à la section 3 pour établir une liste complète qui tient compte des exigences du BST et de l’Office en matière de déclaration immédiate.

L’Office a mis à jour le libellé pour y inclure « non intentionnel ou non contrôlé ».

15

Association canadienne de pipelines d’énergie

Événements multiples

Juillet 2017

Recommandations pour les événements multiples

Section 4 : Multiples blessures graves – Pour les événements multiples qui impliquent de multiples blessures graves, les déclarations devraient pouvoir être détaillées dans un seul et même rapport.

L’Office reconnaît qu’il devrait y avoir une catégorie à part pour les multiples blessures graves. Le SSEL sera révisé pour tenir compte de cette rétroaction.

16

Association canadienne de pipelines d’énergie

Incendie/Explosion

Juillet 2017

Recommandations pour la déclaration d’incendie et d’explosion

Section 4.1.2 : « Incendie ou explosion non intentionnel » – Les événements à risque faible tels que les petits feux d’herbes, de soudure, de matériel, etc., qui sont éteints immédiatement ne devraient pas être à déclaration obligatoire. Un incendie devrait être à déclaration obligatoire uniquement lorsqu’il touche ou menace de toucher un produit ou lorsqu’il endommage ou menace d’endommager une infrastructure, ou lorsque l’incendie est majeur, incontrôlé ou ne peut pas être éteint facilement.

L’Office a étudié les commentaires de CEPA et est en désaccord avec le fait de ne pas signaler les petits feux d’herbes, de soudure, de matériel, etc. L’Office considère dans l’ensemble ces feux liés aux travaux d’entretien comme ayant le potentiel de devenir gros ou de causer des blessures graves.

17

Association canadienne de pipelines d’énergie

Code canadien du travail

Juillet 2017

Section 11 : Code canadien du travail – En ce qui concerne l’ajout de la section 11, les membres de CEPA apprécieraient qu’il soit précisé que malgré le classement de ces événements dans la catégorie des « Blessures graves » du SSEL, les délais pour faire rapport demeurent ceux qui sont requis en vertu du Code canadien du travail ou de ses règlements.

L’Office a été mis au courant des mesures qu’Emploi et Développement social Canada (EDSC) envisage pour améliorer la déclaration conformément au Code canadien du travail. Par conséquent, l’Office ne fournira pas de directive supplémentaire liée à la déclaration d’incident en conformité avec le Code canadien du travail pour le moment et retirera la section en question de l’ébauche des Lignes directrices révisées de l’Office national de l’énergie sur les rapports d’événements.

18

Association canadienne de pipelines d’énergie

Code canadien du travail

Juillet 2017

 Les alinéas 15.5f) et g) du Règlement canadien sur la santé et la sécurité au travail exigent également le signalement de certains types de dommages. Il semblerait que l’Office envisage la bonification de la  section par l’ajout de ces incidents à déclaration obligatoire qui ne constituent pas des blessures.

Il semblerait que l’Office envisage la bonification de la  section par l’ajout de ces incidents à déclaration obligatoire qui ne constituent pas des blessures.

L’Office a été mis au courant des mesures qu’Emploi et Développement social Canada (EDSC) envisage pour améliorer la déclaration conformément au Code canadien du travail. Par conséquent, l’Office ne fournira pas de directive supplémentaire liée à la déclaration d’incident en conformité avec le Code canadien du travail pour le moment et retirera la section en question de l’ébauche des Lignes directrices révisées de l’Office national de l’énergie sur les rapports d’événements.

19

Association canadienne de pipelines d’énergie

Mise en œuvre des lignes directrices

Juillet 2017

Rétroaction sur la mise en œuvre des lignes directrices révisées

Période de transition pour les nouvelles exigences – CEPA recommande une période de transition de six mois pour la mise en œuvre de nouvelles exigences afin de donner aux sociétés réglementées suffisamment de temps pour former le personnel et modifier les processus.

L’Office convient que les lignes directrices révisées ne devraient pas entrer en vigueur immédiatement. Une lettre adressée à toutes les sociétés est jointe aux lignes directrices révisées indiquant à quel moment elles entrent en vigueur.

20

Association canadienne de pipelines d’énergie

Signalement des activités non autorisées

Juillet 2017

Note au bas de la page 6 – Aux termes de la section 6.1, il est mentionné que suivant l’approche préventive, les sociétés doivent signaler toutes les situations susceptibles d’avoir occasionné une activité non autorisée (UX). Il est ensuite mentionné que les sociétés auront l’occasion de démontrer dans leurs rapports détaillés (voir section 11) que l’événement n’a pas entraîné d’activité non autorisée. « Dans une telle situation, la désignation de l’événement peut passer de déclaration obligatoire à déclaration non obligatoire. » Or, à la section 11.6 – Rapport d’activité non autorisée (RPD-O), ou dans toute la section 11, il n’y a aucune mention de la façon pour une société de déclarer qu’une contravention n’a pas entraîné une activité non autorisée. Aucun mécanisme n’est présenté pour cette démarche.

Le guide des utilisateurs du SSEL montre les mécanismes dont les sociétés peuvent se servir pour demander une modification de désignation. Comme pour les incidents et autres événements, les sociétés peuvent cliquer sur l’hyperlien « communiquer avec l’Office » pour envoyer un message à l’équipe d’administration du SSEL. À noter que cette fonctionnalité est améliorée dans les mises à jour à venir du SSEL, et le message sera alors également dirigé vers l’enquêteur désigné.

21

Pipelines Enbridge Inc.

Incendie/Explosion

Juillet 2017

Enbridge approuve l’éclaircissement apporté par la définition proposée : « Tout incendie ou explosion non intentionnels causés par la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline, ou se répercutant sur la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline. » En ce qui concerne les exemples fournis pour illustrer les événements qui répondent à cette définition, Enbridge est d’avis que les feux liés aux travaux d’entretien ne correspondent pas à la définition proposée.

 Enbridge suggère le retrait de cet exemple de l’ébauche des lignes directrices révisées.

Voir la ligne 16.

22

Pipelines Enbridge Inc.

Incendie/Explosion

Juillet 2017

Le libellé de la présente section comprend également ce qui suit : « incendie causé par un arc ou la défaillance d’un câble ou d’une composante du système d’alimentation sans coupure (UPS) ou de la génératrice de secours. » Des précisions supplémentaires sont demandées à savoir si l’Office considère l’arc en lui-même comme un incendie, ou si une inflammation concrète est nécessaire pour qu’il soit question d’incendie.

Enbridge propose que la précision serait plus grande si le point proposé était remplacé par ce qui suit :

incendie causé par la défaillance de l’équipement de distribution électrique;

incendie causé par un arc électrique ou l’explosion découlant d’un arc électrique qui compromet l’intégrité du boîtier électrique.

L’Office a examiné les commentaires d’Enbridge et reconnaît qu’un arc ne constitue pas en lui-même un incendie ou une explosion, mais bien la source potentielle d’un incendie ou d’une explosion. Dans le cas d’un arc entraînant un incendie ou une explosion, cet événement devient à déclaration obligatoire. Pour ce qui est du point présenté sous « Cette définition englobe les événements suivants (la liste n’est pas exhaustive) » qui se lit comme suit : « incendie causé par un arc ou la défaillance d’un câble ou d’une composante du système d’alimentation sans coupure (UPS) ou de la génératrice de secours », le libellé a été modifié et se lit maintenant comme suit :

« incendie causé par un arc ou la défaillance d’un câble ou d’une composante du système d’alimentation sans coupure (UPS) ou de la génératrice de secours ou de tout autre équipement de distribution électrique. »

23

Pipelines Enbridge Inc.

Dommage à un pipeline

Juillet 2017

Enbridge apprécierait davantage de précisions de l’Office concernant les critères relatifs aux dommages aux pipelines qui sont considérés comme matériels et doivent alors être signalés à titre d’incidents. Dans le cas de la dégradation du revêtement, la déclaration de toutes les « égratignures de l’enduit » serait problématique. Par exemple, lorsque la canalisation est exposée au cours des fouilles d’intégrité, des égratignures pourraient être causées au revêtement sans qu’elles soient une indication de dommage au pipeline ni d’un contact précédent ayant causé du dommage. La réglementation albertaine sur les pipelines reconnaît ce qui précède dans sa définition de « dommages par contact », et le sous-alinéa 1(1)e)(iii) précise : (traduction) dommage au revêtement protecteur du conduit qui compromet la fonctionnalité du revêtement, à l’exception des dommages mineurs qui peuvent être occasionnés par les derniers travaux d’excavation manuels et le nettoyage de l’extérieur. » Enbridge propose que l’exemple d’égratignure au revêtement soit revu comme l’entend CEPA ou qu’il soit harmonisé aux lois albertaines visant les pipelines.

Enbridge propose que l’exemple d’égratignure au revêtement soit revu comme l’entend CEPA ou qu’il soit harmonisé aux lois albertaines visant les pipelines.

Voir la ligne 4.

24

Husky Oil Operations Limited

Rejets de gaz acide

Juillet 2017

Husky aimerait que l’Office apporte des éclaircissements sur les concentrations et les volumes de gaz acide (H2S) requis pour les rejets.

Husky aimerait demander à l’Office de définir un délai prescrit pour l’avis. Le contrôle de l’incident doit avoir la priorité, et le suivi de la conformité doit avoir lieu une fois que l’incident est maîtrisé.

Incombe-t-il à l’Office d’entrer en contact avec ses organisations homologues du fédéral ou du provincial dans ces situations?

Husky recommanderait un organigramme ou un diagramme pour clarifier les exigences des délais actuels (3 h, 24 h et 24 h avant le communiqué de presse). L’Office devrait considérer les exigences relatives à la déclaration en fonction des niveaux d’urgence.

Husky ne précise pas à quelle réglementation il fait référence, mais l’Office suppose qu’il s’agit du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres. L’Office a établi des délais pour l’avis d’incident et autre événement aux termes de la section 3 des Lignes directrices révisées de l’Office national de l’énergie sur les rapports d’événements.

L’Office exige des sociétés qu’elles disposent des ressources suffisantes pour répondre à leurs obligations juridiques, y compris la déclaration obligatoire et la gestion de l’incident, et ce, même si ces deux obligations se produisent en même temps.

Il appartient toujours à la société d’aviser les organismes concernés, conformément à ses obligations juridiques. L’Office et le BST proposent une approche de signalement à guichet unique.

La déclaration concernant le gaz acide est visée par la partie e) du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres : « un rejet de gaz ou d’hydrocarbures à HPV non intentionnel ou non contrôlé ».  Voir la ligne 3 pour obtenir de plus amples renseignements.

25

Husky Oil Operations Limited

Incendie/Explosion

Juillet 2017

La définition de l’Office doit expliquer les attentes relatives au type d’incendie et aux incidences potentielles de cet incendie. Même si un petit incendie survient au cours du soudage, s’il n’a aucune incidence sur la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation du pipeline, pourquoi le signaler?

Selon Husky, un incendie d’une ampleur suffisante pour être signalé entraînerait vraisemblablement une défaillance du confinement, des dommages à l’infrastructure, des victimes, des effets sur l’environnement, etc.  Pour définir les incendies/explosions à signaler, l’Office doit tenir compte de ce qui suit :

L’incendie a-t-il une incidence sur l’exploitation pendant le cycle de vie du pipeline?

L’incendie a-t-il une incidence sur les matériaux utilisés pour l’exploitation pendant le cycle de vie du pipeline?

L’incendie a-t-il une incidence sur l’environnement?

L’incendie a-t-il une incidence sur la sécurité publique?

L’incendie a-t-il causé des victimes ou a-t-il nécessité une intervention d’urgence?

Une réponse affirmative à l’une des questions entraînerait un avis.

L’Office voudra peut-être envisager l’élaboration d’un diagramme des opérations pour expliquer le travail.

Voir la ligne 16.

26

Husky Oil Operations Limited

Émissions fugitives

Juillet 2017

Il existe peu de réglementation visant les émissions fugitives et d’ici la mise en place d’une loi incitant une telle exigence, il est peu probable que les émissions fugitives soient repérées et signalées à ce niveau.

Actuellement, Husky utilise une règle de « rejet pendant dix (10) minutes » avant la déclaration.

Husky recommande que l’Office réévalue les attentes relatives au signalement des fuites de gaz, notamment celles découlant d’émissions fugitives.

Husky aimerait suggérer que l’Office envisage un processus ou un diagramme des opérations qui aiderait toutes les parties à déterminer les exigences de déclaration.

Husky recommande que l’Office tienne compte de la matrice sur les niveaux d’urgence de l’Alberta Energy Regulator (AER).

Voir la ligne 3.

27

Husky Oil Operations Limited

Signalement des activités non autorisées

Juillet 2017

Recommandation pour le signalement d’activités non autorisées

Husky propose à l’Office d’ajouter des précisions supplémentaires sur le mouvement de véhicules et d’équipement mobile au-dessus des réseaux pipeliniers.

L’Office estime qu’il a fourni suffisamment de précisions relativement à ces éléments. Sans commentaire plus précis, l’Office ne peut donner de réponse détaillée. Si Husky souhaite fournir des commentaires additionnels, elle peut le faire en envoyant un courriel à l’adresse Regulatory.Framework@cer-rec.gc.ca.

28

Husky Oil Operations Limited

Emplacements

Juillet 2017

Recommandation sur les renseignements relatifs à l’emplacement

Husky demanderait à l’Office de préciser le système de registre du signalement de l’emplacement d’un incident.

• Description officielle de l’emplacement
• Système de localisation GPS
• Système de référence nord-américain
• Adresse
• Etc.

L’Office a changé les lignes directrices révisées afin de préciser que les coordonnées GPS en degrés décimaux sont requises.

29

Husky Oil Operations Limited

Divers

Juillet 2017

En ce qui a trait à cette exigence, quel est l’avantage pour l’industrie de signaler tous les types de quasi-accidents?

Husky demande des précisions sur les degrés de gravité pour le signalement des quasi-accidents (critique, moyennement grave et mineur).

Husky demanderait à l’Office de réexaminer les exigences de déclaration des quasi-accidents. Il serait coûteux, temps et en ressources, de signaler les quasi-accidents mineurs ou moyennement graves.

Les quasi-accidents ne s’appliquent qu’au Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada et il s’agit d’exigences réglementaires. Cette rétroaction sera notée et examinée à une date ultérieure si des modifications réglementaires à ce règlement sont proposées.

30

TransCanada PipeLines Limited

Signalement des gaz/HPV – Émissions fugitives

Juillet 2017

TransCanada appuie le signalement des émissions fugitives à Environnement et Changement climatique Canada et à d’autres organismes de réglementation provinciaux en vertu des exigences législatives existantes. Les émissions fugitives indiquées à la section 4.1.3 des lignes directrices révisées proposées sont couramment dépistées et signalées sous une forme agrégée en vertu de ces exigences existantes. Les émissions fugitives ne présentent pas un risque à l’intégrité des pipelines, mais elles sont pertinentes dans les rapports environnementaux consolidés.

L’Office pourrait atteindre ses objectifs environnementaux relatifs aux émissions fugitives en établissant une liaison avec Environnement et Changement climatique pour accéder aux renseignements requis. Cette approche accomplit l’objectif du signalement environnemental tout en évitant la duplication.

Voir la ligne 3.

31

TransCanada PipeLines Limited

Dommage à un pipeline

Juillet 2017

L’élargissement des exigences de déclaration prévues au Règlement sur la prévention des dommages aux pipelines afin d’inclure toute forme de dommage augmenterait considérablement le coût administratif du signalement sans amélioration correspondante de la sécurité. L’imposition d’une exigence de déclaration, peu importe la cause, le degré, le type, la mesure corrective appliquée ou le stade du cycle de vie du pipeline, entraînerait un volume élevé de déclarations, sans effet positif pratique. Bien des rapports seraient dictés par des événements mineurs, comme des égratignures ou des bosses, survenus pendant la construction, qui sont soit mitigés soit acceptés en vertu du code avant la mise en service d’un projet, et ne seraient probablement jamais la source d’une menace à la sécurité du public ou à l’environnement.

TransCanada recommande plutôt que l’orientation soit précisée afin que seulement le dommage découvert sur les pipelines en service qui affecte l’intégrité des pipelines, et qui dépasse les exigences applicables du code, soit à signaler.

Voir la ligne 4.

32

TransCanada PipeLines Limited

Dommage à un pipeline

Juillet 2017

Le dommage au matériel qui n’a pas été mis en service devrait être exclu de toute exigence de déclaration. Par exemple, le matériau des conduites peut être endommagé pendant le transport jusqu’au chantier de construction ou pendant l’installation et un tel dommage soit ne dépasse pas les normes techniques de sécurité (p. ex., de l’Association canadienne de normalisation) soit est réparé avant que le pipeline ne soit mis en service.

Signaler ce type de dommage nécessiterait du temps et des coûts financiers administratifs importants, sans avantage correspondant à la sécurité ou à la protection de l’environnement.

Toutefois, TransCanada appuie la continuation du signalement des heurts de conduite par des tierces parties ou des dommages aux pipelines en service, peu importe le degré de dommages, puisque la collecte des données longitudinales du contact avec les canalisations en service appuie la sécurité et la protection de la propriété et de l’environnement.

Voir la ligne 4.

33

TransCanada PipeLines Limited

Coûts liés aux incidents

Juillet 2017

La section 11.1.3 des lignes directrices révisées proposées exigerait le signalement de renseignements sur les coûts réels et les pertes ou les dommages estimés de certains incidents, mais on ignore comment les renseignements sur les coûts contribuent à la transparence ou améliorent la sécurité et la protection de l’environnement. Les coûts varient considérablement entre les types d’incidents et les sociétés et ils ne correspondent pas à la gravité de l’incident. Ces données varieraient considérablement selon le modèle d’entreprise de la société (p. ex., une réparation interne par rapport à des contrats attribués à des tiers) et, par conséquent, les données recueillies pourraient ne pas offrir une comparaison utile. Déclarer de telles données pourrait aussi entraîner la publication de renseignements exclusifs pour les pipelines dont les tarifs ne sont pas réglementés. Pour les pipelines dont les tarifs sont réglementés, les données sur les coûts sont déjà saisies de façon globale par l’Office dans le cadre de la surveillance financière.

TransCanada recommande que l’utilisation des données sur les coûts ne soit pas incluse dans les critères des rapports d’événements.

Voir la ligne 5.

34

TransCanada PipeLines Limited

Exploitation au-delà des tolérances de conception

Juillet 2017

La proposition retrouvée à la section 4.1.4 des lignes directrices révisées proposées voulant que le signalement du « dépassement des seuils relatifs aux propriétés chimiques du produit établis dans le tarif » soit modifié afin d’exiger uniquement le signalement des dépassements qui présentent un risque à l’intégrité déterminé par l’exploitant selon les codes applicables. De nombreux dépassements de tarif n’ont aucun impact substantiel sur l’intégrité. La structure actuelle des lignes directrices révisées proposées exige que chaque dépassement soit évalué au moyen d’une évaluation technique, qui impose des coûts administratifs importants tant à l’industrie qu’à l’organisme de réglementation et ayant peu ou pas d’effets positifs sur la sécurité ou sur l’environnement. L’approche proposée dans les lignes directrices révisées semble supposer qu’un dépassement des tarifs entraîne nécessairement une menace potentielle à l’intégrité et devrait, par conséquent, déclencher une évaluation technique. Ce n’est pas le cas. Un dépassement des tarifs entraîne rarement des préoccupations en matière d’intégrité. Les tarifs du gaz et les caractéristiques techniques relatives à la qualité du pétrole sont choisis pour une combinaison de facteurs, notamment pour des considérations commerciales, et non purement en fonction de la question de savoir si un dépassement pourrait présenter un risque à l’intégrité ou non. La combinaison des facteurs et leur importance relative peuvent varier en fonction de la société.

 Si l'Office continue de proposer une approche fondée sur le dépassement, alors TransCanada recommande que l’Office, en consultation avec l’industrie, développe des seuils techniques, communs à toutes les sociétés, purement en fonction de considérations liées à l’intégrité.

Voir la ligne 9.

35

TransCanada PipeLines Limited

Délais pour faire rapport

Juillet 2017

TransCanada craint que saisir les renseignements dans le système de signalement d’événement en ligne (SSEL) de l’Office dans les trois heures, conformément à la section 3.0 des lignes directrices révisées proposées, puisse présenter un risque à la sécurité et affecter la réponse à un incident. L’objectif principal pertinent durant cette période est la gestion de l’incident.

TransCanada recommande que l’Office maintienne les délais de signalement actuels : un avis téléphonique le plus tôt possible, dans un délai qui ne doit pas dépasser 3 heures, et la saisie des renseignements au SSEL dans les 24 heures qui suivent l’incident.

Les délais pour le signalement n’ont pas changé; les lignes directrices originales indiquent ce qui suit :

Incidents importants : appel téléphonique au BST, saisie dans le SSEL dans les 3 heures.

Tous les autres incidents : saisie dans le SSEL dans les 24 heures.

Les lignes directrices révisées indiquent :

Événements à déclaration obligatoire immédiate : appel téléphonique au BST et saisie dans le SSEL le plus rapidement possible et au plus tard dans les 3 heures qui suivent l’incident.

Tous les autres incidents : saisie dans le SSEL le plus rapidement possible et au plus tard dans les 24 heures qui suivent l’incident.

36

TransCanada PipeLines Limited

Mise en œuvre des lignes directrices

Juillet 2017

Peu importe comment sont modifiées les lignes directrices révisées proposées, une transition fructueuse vers un nouveau régime de signalement doit comprendre une période de transition et définir le contenu d’un plan de mise en œuvre et d’un processus de gestion du changement acceptables pour les entités visées. Les délais donnés aux entités concernées pour adapter leurs processus internes doivent aussi être raisonnables. La période de transition doit également permettre à l’industrie de mettre en œuvre une formation sur les nouvelles exigences avant qu’elles n’entrent en vigueur. Enfin, dans le cas des types d’incident devant maintenant être déclarés, le signalement ne devrait être requis que pour les incidents découverts après la date d’achèvement du plan de mise en œuvre et du processus de gestion du changement.

Une clause de droits acquis devrait être insérée aux lignes directrices définitives de sorte que les incidents découverts avant l’achèvement de la période de transition de la gestion du changement soient traités selon l’orientation et les exigences en vigueur au moment de la découverte de l’incident.

Voir la ligne 19.

37

CEPA

Exploitation au-delà des tolérances de conception

Octobre 2017

Même si le terme « tolérances de conception » n’est pas précisément défini dans le Règlement sur les pipelines terrestres ou dans la norme CSA Z662, CEPA comprend que l’intention vise le signalement d’incidents lorsqu’il est confirmé que les tolérances de conception du pipeline ont été dépassées, ce qui, selon CEPA, serait plus approprié que le signalement des dépassements de paramètres qui, seulement par inférence, risqueraient peut-être d’affecter les tolérances de conception d’un pipeline. Dépasser ces paramètres sans avoir une incidence sur les tolérances de conception du pipeline pourrait répondre à la définition d’un quasi-incident; toutefois, cela ne répondrait pas à celle d’un incident. Par exemple :

1) Mise à nu d’une conduite : En soi, la mise à nu d’une conduite ne constitue pas nécessairement un dépassement des tolérances de conception. Les tolérances de conception dans le contexte de la sécurité et de l’intégrité sont celles fondées sur l’intégrité structurale du pipeline. De nombreuses autres exigences figurant dans les normes du groupe CSA sont des recommandations et des pratiques exemplaires, et elles ne devraient pas être considérées comme étant des tolérances de conception. L’interprétation de CEPA selon l’Office est que si un pipeline est conçu pour être exploité enfoui, l’exploitation du même pipeline à nu est une exploitation allant au-delà des tolérances de conception. CEPA suggère que le concept technique principal serait de savoir si le contexte physique dans lequel le pipeline est exploité a changé de sorte que la conduite soit soumise à un stress ou à une autre déficience physique entraînant une exploitation dangereuse (p. ex., l’exploitation au-delà des tolérances de conception). Un pipeline conçu pour être exploité tout en étant couvert peut aussi être exploité de façon sécuritaire à nu. Tout comme les mouvements de pentes n’entraîneront pas tous une exploitation au-delà des tolérances de conception, les pertes de couverture n’entraîneront pas toutes une exploitation au-delà des tolérances de conception.

2) Restrictions volontaires de pression : Exiger des sociétés qu’elles déclarent les restrictions de pression volontaires aurait un effet modérateur sur l’imposition de telles restrictions au départ. Les sociétés vont souvent s’imposer temporairement et à titre préventif des restrictions de pression en attendant les inspections internes ou d’autres activités de vérification. L’Office est habilité à mettre à l’épreuve le caractère adéquat et l’efficacité des contrôles d’une société au moyen d’inspections, d’audits ou d’autres mécanismes de vérification de la conformité.

Aux fins de l’avis donné conformément à l’article 52 du Règlement sur les pipelines terrestres, l’Office utilise la définition suivante de « fonctionnement au-delà des tolérances de conception » : l’utilisation, pour quelque période que ce soit, d’un pipeline au-delà des critères de limites de conception selon lesquels il a été conçu ou au-delà des critères imposés par l’Office pour atténuer une situation sur le pipeline. Cela inclut toute situation qui a déclenché la réalisation d’une évaluation technique pour déterminer l’aptitude fonctionnelle continue d’un pipeline. Remarque : Une analyse ou une évaluation technique plus approfondie pourrait être nécessaire afin de déterminer si la tolérance de conception structurelle a été dépassée.

L’Office n’est pas d’accord avec la justification de la thèse de CEPA. L’Office est d’avis que lorsqu’une société exploite au-delà de ses tolérances de conception, c’est un excellent indicateur que la société n’a pas les contrôles opérationnels appropriés en place pour éviter que ces événements ne se produisent.  Le manque de contrôles opérationnels ou des contrôles opérationnels inadéquats peuvent avoir une incidence directe sur la sécurité. Le signalement de ces événements pourrait offrir des occasions d’empêcher des incidents plus sérieux de survenir. Ainsi, les membres du personnel ont proposé une définition prudente, alignée sur l’approche préventive; ils espèrent pouvoir cerner les cas où il n’est pas clair qu’il s’agit d’une « préoccupation liée à l’intégrité ».

Il est important de noter que le Règlement sur les pipelines terrestres ne fournit pas de définition du terme « quasi-incident », ou même une occasion de définir ce terme, comme l’a mentionné CEPA. En effet, les incidents liés à des activités d’exploitation au-delà des tolérances de conception en général pourraient tous être considérés comme des quasi-incidents en termes généraux; toutefois, ils sont définis comme des incidents dans le Règlement sur les pipelines terrestres et, par conséquent, le terme « quasi-incident » n’est pas pertinent à la conversation actuelle.

CEPA présente des détails sur deux cas potentiels. L’Office a fourni une réponse aux deux cas particuliers soulignés par CEPA :

1. Mise à nu de pipeline. Une couverture donne une forme de protection à la conduite. À moins qu’une société ne soit en mesure de préciser l’endroit où la mise à nu du pipeline a été expressément abordée dans le mémorandum fondé sur la conception et la manière dont elle a été intégrée à la conception et à la construction, une couverture inférieure à la couverture de conception constitue une exploitation au-delà des tolérances de conception. Bref, un pipeline qui a été conçu pour être enfoui devrait rester enfoui.

2. Restrictions volontaires de pression. L’Office ne croit pas que les sociétés arrêteraient d’appliquer des restrictions préventives de pression en raison d’une obligation de signalement. Cela ne serait pas une mesure responsable à prendre et une telle mesure précipiterait une réaction de l’Office si elle était trouvée dans le cadre d’une activité de vérification de la conformité. Même si l’Office a le pouvoir de mettre à l’essai la pertinence et l’efficacité des contrôles d’une société, l’argument est sans objet puisque l’Office a l’intention d’utiliser les données pour orienter ses activités de vérification de la conformité et l’efficience et l’efficacité de ses pouvoirs s’en trouveraient renforcées.

Dans le contexte de la présente réponse, l’Office a également fourni des précisions additionnelles sur les changements proposés par CEPA aux lignes 38 à 40.

38

CEPA

Exploitation au-delà des tolérances de conception

Octobre 2017

Comme ci-dessus

– l’exploitation d’un pipeline a une température supérieure à la température de calcul

CEPA n’a pas fourni de justification particulière à l’appui de cette modification proposée. L’Office a examiné la modification proposée par CEPA et il n’est pas d’accord. Voir la ligne 37 pour obtenir plus de précisions.

39

CEPA

Exploitation au-delà des tolérances de conception

Octobre 2017

Comme ci-dessus

– mouvements de pentes

L’Office n’est pas d’accord avec la modification proposée. L’Office est d’avis qu’il y a deux types d’événements catégorisés à titre d’exemples d’exploitation au-delà des tolérances de conception :

1) lorsque le mouvement d’une pente dépasse ce qui avait été prévu au stade de la conception;

2) si une pente instable découverte dans l’exploitation n’avait pas été précisée pendant le stade de la conception.

L’Office a ajouté une précision dans les lignes directrices à cet effet.

40

CEPA

Exploitation au-delà des tolérances de conception

Octobre 2017

Comme ci-dessus

– installation conçue pour des produits non corrosifs; dépassement des seuils relatifs aux propriétés chimiques du produit établis dans le tarif

CEPA n’a pas fourni de justification particulière à l’appui de cette modification proposée. L’Office a examiné la modification proposée par CEPA et il n’est pas d’accord. L’Office est d’avis que l’introduction dans le pipeline d’un produit pour lequel ce dernier n’a pas été conçu constitue une exploitation au-delà des tolérances de conception.

41

CEPA

Coûts liés aux incidents

Octobre 2017

Selon l’examen de CEPA des changements proposés et compte tenu de la discussion qui a eu lieu pendant la réunion du 29 septembre 2017, CEPA croit qu’inclure les coûts liés aux incidents n’ajoute pas de valeur à l’efficacité du rapport d’incident et n’ajoute pas de valeur aux intérêts de transparence des Canadiens. Les rapports de coûts liés à un incident varieront grandement en fonction des processus et procédures de chaque société. Par exemple, les sociétés peuvent avoir différentes méthodes de comptabilisation des coûts. Une société qui embauche un entrepreneur afin d’intervenir en cas d’incident aura une structure de coûts et des coûts qui en découlent différents par rapport à une société qui dépend de capacités d’intervention internes. En outre, une société peut choisir de payer pour différents niveaux de ressources d’urgence ou de réserve. Ces solutions pourraient toutes être appropriées pour intervenir en cas d’incident, mais elles pourraient entraîner des coûts très différents pour des types d’événement et des résultats similaires.

CEPA recommande que les Lignes directrices révisées sur les rapports d’événements n’incluent pas les exigences relatives au coût des incidents. Si l’Office exige ces renseignements, l’objectif de la collecte de renseignements et son utilisation envisagée doivent être précisés. Ces renseignements devraient être recueillis au cas par cas, par d’autres moyens plus appropriés.

L’Office a pris le commentaire de CEPA en considération et il n’est pas d’accord. Comme il a été souligné lors de la réunion tenue avec CEPA le 29 septembre 2017, l’Office exige ces renseignements pour les raisons suivantes.

– Le 19 juin 2016, la Loi sur la sûreté des pipelines (projet de loi C-46) est entrée en vigueur et elle a modifié la Loi sur l’Office national de l’énergie pour, entre autres, imposer des exigences financières additionnelles aux sociétés. L’Office commencera à recueillir des sociétés les renseignements sur les coûts liés aux incidents afin d’avoir un ensemble de données plus adéquat en vue d’orienter l’évaluation des plans sur les ressources financières des sociétés, ainsi que les circonstances qui justifieraient des montants liés aux ressources financières qui sont supérieurs aux limites absolues de responsabilité qui leur est applicable.

– Le projet de loi C-46 conférait aussi à l’Office le pouvoir supplémentaire d’ordonner à une société de rembourser les parties qui avaient assumé des frais ou engagé des dépenses par suite d’un déversement de pipeline. Une bonne compréhension des coûts sera requise afin d’évaluer les demandes de tierces parties de cette nature.

– À compter de l’exercice 2017-2018, l’Office utilisera la « collecte d’information concernant l’impact monétaire des déversements » comme un indicateur selon lequel les sociétés nettoient les déversements d’une manière efficiente et efficace, dans le cadre de ses rapports aux parlementaires (au moyen de notre cadre ministériel des résultats).  Ce nouvel indicateur de rendement peut, en soi, susciter l’intérêt public pour les coûts liés aux déversements.

L’Office accepte que les coûts liés aux incidents varient. Toutefois, l’Office n’est pas persuadé qu’il s’agit d’une raison de ne pas recueillir les données; cette raison oriente plutôt l’approche appropriée pour analyser les données. De plus, compte tenu des autres détails signalés dans le SSEL, notamment les détails concernant l’emplacement et l’ampleur (p. ex., la quantité de produits déversés), les coûts liés aux incidents ne seraient pas complètement sans contexte comme le suggère CEPA. Même si un contexte supplémentaire peut s’avérer nécessaire à un moment donné, l’Office maintient que les coûts totaux d’un incident fournissent encore une idée générale du niveau d’effort requis pour corriger les conséquences dues à l’incident.

Le SSEL est le système de registre des données sur les incidents et, puisque les coûts d’un incident sont intrinsèquement liés à cet incident, c’est l’endroit par excellence pour recueillir les données. Étant donné que l’Office estime que trois incidents par année en moyenne nécessiteront une déclaration liée aux coûts, la création d’un moyen « plus approprié » pour signaler les coûts n’est pas nécessaire. Il est à noter que des changements seront apportés au SSEL afin d’accommoder les échéanciers plus longs associés aux coûts des incidents.

42

CEPA

Petits incendies

Octobre 2017

Les incendies qui sont éteints immédiatement ne devraient pas être à signaler. Un incendie devrait être à déclaration obligatoire uniquement lorsqu’il touche ou menace de toucher un produit ou lorsqu’il endommage ou menace d’endommager une infrastructure, ou lorsque l’incendie est majeur, incontrôlé ou ne peut pas être éteint facilement et qu’il présente une menace pour le public, la propriété, l’environnement ou l’exploitation sécuritaire d’un pipeline relevant de l’Office.

CEPA propose les modifications suivantes à la section 4.1.2 :

Pour les besoins du rapport visé par l’article 52 du Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres, l’Office applique la définition suivante du terme « incendie ou explosion non intentionnel » :

Tout incendie ou explosion non intentionnel[s] causé[s] par la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline, ou se répercutant sur la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline.

Cette définition englobe les événements suivants (la liste n’est pas exhaustive) :

– explosion d’une batterie;
– incendie causé par un arc ou la défaillance d’un câble ou d’une composante du système d’alimentation sans coupure (UPS) ou de la génératrice de secours;
– feu de végétation ou de forêt qui cause des dommages à l’infrastructure pipelinière ou se répercute sur la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline.

Événements à déclaration non obligatoire en vertu de la présente section (la liste n’est pas exhaustive) :

– Les événements qui ne sont pas attribuables à la construction, à l’exploitation ou à la cessation d’exploitation d’un pipeline et qui n’ont pas de répercussions sur la construction, l’exploitation ou la cessation d’exploitation d’un pipeline (p. ex., feu d’herbe provoqué par une tierce partie, sans incidence sur les installations pipelinières ou leur exploitation).

L’Office n’est pas d’accord que seuls les incendies soutenus devraient être signalés et que les petits incendies liés au soudage ou à l’entretien devraient être expressément exclus. Le personnel de sécurité considère que le cumul de petits incendies est un signal non technique potentiel démontrant un problème lié aux procédures ou à l’équipement de prévention des incendies. Ajouter « soutenu » aux exigences entraînerait, d’après le personnel, la sous-déclaration en grande partie des incendies.

Aussi, l’Office ne considère pas l’ajout de « matériel » au dernier paragraphe comme étant un changement significatif. L’ajout n’apporte pas de précisions supplémentaires et il ne sert qu’à donner lieu à interprétation.

43

CEPA

Émissions fugitives

Octobre 2017

En l’état actuel, la section 4.1.3 des lignes directrices proposées mises à jour obligerait les sociétés réglementées à déclarer les [traduction] « rejets dus à la ventilation ou à l’activation des dispositifs de décompression supérieurs à un volume total de 30 000 mètres cubes standard », peu importe si le rejet est « involontaire ou non contrôlé » ou s’il fait partie du fonctionnement, comme la conception d’origine l’avait prévu. Selon l’interprétation de CEPA, l’approche de l’Office en matière de signalement suppose qu’un rejet d’émissions fugitives dépassant le seuil constitue un incident, qu’il présente ou non un risque au public ou à l’environnement. CEPA estime que le seuil de rejet de 30 000 mètres cubes standard devrait être limité uniquement aux rejets qui sont involontaires ou non contrôlés. Les efforts visant à recueillir des données sur les émissions fugitives ou à réduire les émissions fugitives devraient être traités au moyen des mesures ou des organismes existants.

CEPA propose les modifications suivantes à la section 4.1.3 :

« les rejets dus à la ventilation ou à l’activation des dispositifs de décompression supérieurs à un volume total de 30 000 mètres cubes standard et sont réputés être involontaires ou non contrôlés »

L’Office est d’accord avec la justification de CEPA. Un rejet qui survient en raison de la planification de la ventilation ou de l’activation des dispositifs de décompression est probablement à la fois volontaire et contrôlé et, par conséquent, ne constitue pas logiquement un incident. Par conséquent, l’Office propose de retirer le passage du document entièrement. Néanmoins, les sociétés doivent toujours respecter les exigences relatives au signalement d’émissions fugitives établies par Environnement et Changement climatique Canada (ECCC). L’Office a accès aux données déclarées à ECCC.

44

CEPA

Approche préventive

Octobre 2017

CEPA soutient que certaines sections du document doivent être précisées davantage afin que tous les événements qui répondent au principe de signalement préventif soient alignés. Cela est particulièrement important à l’égard des exigences relatives au signalement concernant les fuites potentielles. Par exemple, lorsque de la végétation morte est aperçue le long d’une emprise, une évaluation est réalisée afin d’en déterminer la cause, puisqu’il pourrait y avoir une foule d’autres causes que des fuites de pipeline. Si, pendant l’évaluation initiale et selon le jugement professionnel de l’exploitant du pipeline, il est déterminé, d’après l’ensemble des renseignements disponibles, qu’il s’agit d’une fuite de pipeline, adopter une approche préventive face au signalement devrait être envisagée. Le moment de cette analyse initiale devrait également être un facteur; si elle peut être effectuée rapidement (ce qui peut prendre plusieurs jours), un rapport préventif peut alors ne pas être approprié. Cependant, si des limites prolongent l’évaluation initiale (p. ex., l’accès saisonnier) un rapport préventif pourrait alors être approprié.

L’Office a passé en revue toutes les sections des lignes directrices révisées afin de s’assurer qu’elles s’harmonisent avec le signalement préventif. L’Office est d’accord que le jugement joue un rôle important pour déterminer si quelque chose doit être signalé du point de vue préventif. Rien, dans le libellé actuel des lignes directrices révisées, ne laisse supposer le contraire. L’Office n’est pas d’accord qu’ajouter d’autres paramètres donne des précisions supplémentaires. L’Office est aussi en total désaccord avec la thèse de CEPA selon laquelle « plusieurs jours » peuvent être nécessaires pour une évaluation initiale avant un rapport préventif. Ce sont précisément les cas que l’Office a l’intention d’éviter en ayant un rapport d’incident du point de vue préventif.

L’Office accepte que le calendrier de signalement (c.-à-d. 84 jours), pour la présentation finale, ne commence qu’une fois que le statut préventif est retiré.

45

CEPA

Période de transition des nouvelles exigences

Octobre 2017

Aucun commentaire précis.

Compte tenu du processus de collaboration efficace que l’Office, CEPA et ses membres ont entrepris, CEPA demande que l’Office partage l’ébauche définitive des lignes directrices révisées pour un examen de type « lacune grave ». CEPA recommande que ses membres entreprennent cet examen relativement rapidement et qu’il entraîne moins de surprises lors de la publication finale.

Une fois que les lignes directrices sont finalisées, CEPA recommande une période de transition de six mois pour la mise en œuvre des nouvelles exigences en matière de signalement afin de donner aux sociétés réglementées suffisamment de temps pour former le personnel et réviser les processus.

L’Office est d’accord que la consultation a été productive et qu’il reste des domaines où CEPA et l’Office ne sont pas d’accord. Aucune « lacune grave » n’a été relevée à ce jour et, par conséquent, il n’y a pas lieu de croire qu’une de ces lacunes serait relevée à ce stade-ci. Par conséquent, l’Office n’a pas effectué d’examen final avec CEPA.

L’Office ne croit pas qu’une période de transition de six mois pour mettre en œuvre les nouvelles exigences en matière de signalement est appropriée. Les modifications sont des précisions relatives aux exigences existantes en matière de signalement, lesquelles sont déjà en vigueur. De plus, CEPA et ses sociétés membres ont vu pour la première fois les lignes directrices révisées en juin 2017 et le personnel de l’Office a fait preuve de transparence dans ses réponses aux commentaires initiaux et dans la direction vers laquelle se dirigeaient les lignes directrices révisées. Par conséquent, les sociétés réglementées ont eu quatre mois pour examiner comment elles pouvaient mettre en œuvre les changements, s’ils devaient prendre effet. Au lieu, l’Office a donné une période de transition en lien avec les lignes directrices révisées qui entreront en vigueur le 1^er avril 2018.