ARCHIVÉ - Emera Brunswick Pipeline Company Ltd. - Rapport de vérification OF-Surv-OpAud-E236 01 - Annexe I : Tableau d'évaluation de la vérification du programme de gestion de l'intégrité d'EBPC

Cette page Web a été archivée dans le Web

L’information dont il est indiqué qu’elle est archivée est fournie à des fins de référence, de recherche ou de tenue de documents. Elle n’est pas assujettie aux normes Web du gouvernement du Canada et elle n’a pas été modifiée ou mise à jour depuis son archivage. Pour obtenir cette information dans un autre format, veuillez communiquer avec nous.

Annexe I :
Tableau d'évaluation de la vérification du programme de gestion de l'intégrité d'EBPC

 

1.0 POLITIQUE ET ENGAGEMENT

1.1 Énoncés de politique et d’engagement

Attentes : La société doit avoir une politique approuvée et acceptée par la haute direction (la politique), qui doit comprendre des buts et objectifs et viser à améliorer le rendement de la société.

Références :[1]
Articles 4, 47 et 48 du RPT-99
Clauses 10.2.2 et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Le document du programme de gestion de l’intégrité (PGI) d’Emera Brunswick Pipeline Company (EBPC), daté du 31 mars 2010, a été élaboré et mis en oeuvre par l’exploitant. Il inclut la section 2 sur les politiques, les objectifs et l’organisation de la société. La sous-section 2.1 renferme une description de la politique et des objectifs des plans à court terme (d’un à quatre ans) et à long terme (de cinq à dix ans) en ce qui concerne tous les aspects du programme reliés à l’intégrité, notamment la détermination des dangers et les activités d’inspection, d’enquête et d’entretien pour tous les pipelines visés dans la portée du document. La politique du PGI est approuvée et acceptée par la haute direction de l’exploitant et elle a été adoptée par EBPC. Il y a également le comité de surveillance de l’intégrité des pipelines (CSIP), qui a pour mandat d’administrer le PGI pour l’ensemble des pipelines réglementés de l’exploitant au Canada. Le CSIP est composé de membres de la haute direction de l’exploitant, dont : le directeur, intégrité des pipelines (Houston), le directeur, conception des pipelines (Houston), le directeur, services métallurgiques (Houston), le directeur, conformité de l’exploitation (Houston), le directeur, exploitation des installations (Houston), le directeur, opérations techniques (région Sud--Est), et le directeur, opérations techniques (région Nord--Est).

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a une politique d’amélioration continue qui est diffusée auprès de l’ensemble du personnel.

Statut de conformité : Conforme

[1] Dans ce tableau, chaque référence renferme des exemples d’« exigences juridiques » applicables à chaque élément mais ne comprend pas nécessairement de liste exhaustive de toutes les exigences juridiques applicables.

2.0 PLANIFICATION

2.1 Détermination des dangers, évaluation et maîtrise des risques[2]

Attentes : La société doit être en mesure de démontrer qu’elle a une procédure pour déterminer tous les dangers possibles. Elle doit évaluer le degré de risque lié à ces dangers. Elle doit être en mesure de fournir les motifs justifiant l’inclusion ou l’exclusion de risques possibles pour l’environnement, la sûreté, l’intégrité et les croisements, ainsi que de programmes de sensibilisation, de gestion et de protection en cas d’urgence (programmes de gestion et de protection). La société doit être en mesure de mettre en oeuvre des mesures destinées à atténuer ou éliminer le risque.

Références :
Paragraphe 4(2) et articles 39, 40 et 41 du RPT-99
Clauses 10.2, 10.3.1.1(d), 10.14.1(a) et (b) et 16.2 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

La méthode de détermination des dangers est décrite à la section 8 du PGI sur la détermination des dangers et contrôle. Cette section dresse un sommaire des dangers considérés comme pertinents dans le cadre de l’exploitation. Les dangers relevés servent de données de base pour un logiciel d’évaluation du risque commercial (RiskAnalyst) offert et administré par Dynamic Risk Assessment Systems, Inc. L’exploitant a fractionné ce réseau pipelinier en segments logiques et logistiques. Cette segmentation dynamique permet de calculer les valeurs de risque de chacun des segments de façon à pouvoir comparer le risque global d’un segment à un autre. Les sources de danger saisies dans le programme sont notamment : la corrosion interne, la corrosion externe, la fissuration par corrosion sous contrainte, la fabrication, la construction, l’équipement, les forces extérieures et les forces liées à la météo.

L’équipe de gestion de l’intégrité de l’exploitant a reconnu la possibilité de corrosion interne et elle s’est engagée à mettre en oeuvre un programme de surveillance de la corrosion pour tous les pipelines. Le programme suivrait la méthode d’exploitation standard (MES) de l’exploitant, volume 2 sur la corrosion, section 2-3010 sur la surveillance et l’atténuation de la corrosion interne, qui comprend le raclage d’entretien et l’analyse des dépôts pouvant résulter du raclage du pipeline. Le programme de raclage aurait une fréquence visée de deux fois par an par tronçon de pipeline, mais en bout de ligne la fréquence pour chaque pipeline dépendrait de l’évaluation. L’équipe de gestion de l’intégrité a également indiqué que lors de l’harmonisation et la révision du PGI, la section 8.3.2 sur la corrosion interne ferait l’objet de la révision suivante [TRADUCTION] « la corrosion interne n’est pas considérée comme une menace crédible » pour tenir compte du fait qu’il existe des preuves que la corrosion interne devrait être prise en considération et atténuée. Sur la foi des preuves qui lui ont été présentées durant la vérification, l’Office est d’avis que la corrosion interne sera surveillée et atténuée de manière adéquate.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un programme pour déterminer les dangers et le risque qui y est associé et pour atténuer le risque de manière adéquate.

Statut de conformité : Conforme

[2] Danger : Source ou situation susceptible de causer un préjudice (blessure ou maladie, dommages matériels, dommages au milieu de travail, ou une combinaison de ceux-ci). Risque : Combinaison de la possibilité qu’un aléa donné se produise et des conséquences potentielles pouvant y être associées.

2.2 Exigences juridiques

Attentes : La société doit avoir un processus vérifiable pour identifier les exigences juridiques et les intégrer dans ses programmes de gestion et de protection. Elle doit avoir une méthode documentée pour recenser et résoudre les situations de non-conformité liées aux exigences juridiques, méthode qui prévoit notamment la mise à jour, au besoin, des programmes de gestion et de protection.

Références :
Articles 4, 6 et 40 et paragraphe 41(1) du RPT-99
Clause 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

Le manuel de spécifications pour l’exploitation et l’entretien de l’exploitant, section 00 qui est l’avant-propos, reconnaît les codes et règlements applicables aux pipelines, y compris tous les codes applicables au Canada et aux États-Unis. La section 1.1 du PGI précise que [TRADUCTION] « ce programme de gestion de l’intégrité a été élaboré conformément aux directives de l’annexe N de la norme CSA Z662-07 et au Règlement de 1999 sur les pipelines terrestres ». Bien que l’annexe N de la norme CSA Z662-07 ne soit pas une exigence obligatoire pour les pipelines réglementés par l’ONÉ, l’adoption facultative des directives qu’elle renferme sur les programmes de gestion de l’intégrité permet d’avoir un cadre global pour la structure et l’évaluation du PGI. L’exploitant utilise des méthodes d’exploitation standard, qui décrivent son PGI dans le détail. Ces MES sont révisées à l’aune de toutes les exigences réglementaires et pratiques exemplaires applicables auxquelles il est assujetti (au Canada et aux États-Unis).

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées auprès de son personnel, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a identifié ses exigences juridiques et qu’il a intégré ses exigences réglementaires au PGI.

Statut de conformité : Conforme

2.3 Buts, objectifs et cibles

Attentes : La société doit avoir des buts, des objectifs et des cibles quantifiables en ce qui concerne les risques et les dangers liés à ses installations et ses activités (c.-à-d., construction, exploitation et entretien). Les objectifs et les cibles doivent être mesurables et conformes à la politique et aux exigences juridiques et comporter entre autres idéalement des initiatives de prévention et d’amélioration continue, s’il y a lieu.

Références :
Articles 40, 47 et 48 du RPT-99
Clauses 10.2.2(h)(ii) et 10.14.1 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

La section 2 sur les politiques, les objectifs et l’organisation de la société, et la sous-section 2.1 sur la politique et les objectifs du PGI précisent que [TRADUCTION] « les objectifs de l’intégrité des pipelines sont établis dans le cadre d’un processus continu visant à élaborer des plans et budgets à court terme (d’un à quatre ans) et à long terme (de cinq à dix ans) pour toutes les activités liées à l’intégrité (élaboration du programme, établissement des dangers, inspection, enquête et entretien) de tous les pipelines visés par la portée du présent document ».

La section 2.3, sous-section 2.3.2 sur les mesures de rendement du PGI, décrit le plan de rendement d’EBPC qui détermine si les objectifs du PGI ont été atteints et si l’intégrité des pipelines s’améliore grâce au PGI. L’analyse des données de rendement, qui sont recueillies chaque semestre, démontre que le PGI est mis en oeuvre comme prévu. Le rapport sur le rendement à partir de 2009 a été examiné et jugé conforme aux attentes de la vérification.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer que ses buts, ses objectifs et ses cibles améliorent son PGI.

Statut de conformité : Conforme

3.0 MISE EN OEUVRE

3.1 Structure organisationnelle, rôles et responsabilités

Attentes : La société doit avoir une structure organisationnelle propre à assurer le bon fonctionnement de ses programmes de gestion et de protection. Elle doit avoir des rôles et responsabilités clairement définis, dont des responsabilités liées à l’élaboration, la mise en oeuvre et la gestion des programmes de gestion et de protection.

Références :
Articles 40, 47 et 48 du RPT-99
Clauses 10.2.1, 10.2.2(b) et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

La structure organisationnelle de l’exploitant et ses rôles et responsabilités sont décrits en détail dans plusieurs documents. La section 2.2 du PGI sur l’administration du PGI et les responsabilités afférentes, et la sous-section 2.2.1 sur le comité de surveillance de l’intégrité des pipelines, donnent une description sommaire des relations fonctionnelles qui existent pour le PGI.

La section 00, référence 05, du manuel de spécifications pour l’exploitation et l’entretien de l’exploitant décrit également la structure organisationnelle de l’exploitation globale des pipelines, y compris celle de la direction et du personnel sur le terrain, et il établit les rapports hiérarchiques entre les différents niveaux de personnel et les liens d’interdépendance entre les diverses fonctions de travail.

Douze organigrammes ont été fournis qui délimitent la structure et les rapports hiérarchiques, y compris les rôles et responsabilités à l’égard du PGI. Les personnes interviewées expressément responsables du PGI ont montré qu’elles étaient pleinement conscientes de leurs responsabilités à l’égard de l’élaboration, de la mise en oeuvre et de la gestion des divers aspects du PGI.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a une structure organisationnelle lui permettant de mettre en oeuvre son PGI de manière adéquate tel qu’il a été conçu.

Statut de conformité : Conforme

3.2 Gestion du changement

Attentes : La société doit avoir un programme de gestion du changement, qui doit inclure :

  • l’identification des changements susceptibles d’avoir une incidence sur les programmes de gestion et de protection;
  • la documentation des changements;
  • l’analyse des répercussions des changements, notamment des nouveaux risques ou dangers ou encore des nouvelles exigences juridiques.

Références :
Article 6 du RPT-99
Clause 10.2.2 (g) de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

La section 6 sur la gestion du changement du PGI énonce les exigences relatives au PGI; elle fait état des changements de nature physique, procédurière, technique et organisationnelle qui sont susceptibles d’avoir une incidence sur le réseau pipelinier. Le processus de gestion du changement expose en détail les types de changements qui pourraient influer sur le réseau pipelinier, ainsi que les éléments déterminants de la gestion du changement. La section 6.3.1 du PGI énonce les rôles et responsabilités à l’égard de la gestion du changement au sein de l’organisation d’un point de vue fonctionnel, en plus d’inclure un schéma de processus de gestion du changement qui décrit les liens réciproques entre les rôles et les responsabilités.

L’annexe 2 du PGI renferme les instructions à suivre pour remplir le formulaire d’enregistrement d’un changement (figure 6), alors que les responsabilités fonctionnelles et le déroulement chronologique des procédures sont énoncés à l’annexe N.8.1. Bien que la clause 10.2.2(g) de la norme CSA Z662-07 exige un processus (général) de gestion du changement, EBPC a volontairement choisi d’incorporer dans son PGI les sections N.8.1 et N.8.2 de l’annexe N de la norme CSA Z662-07, qui comprennent des exigences plus spécifiques et plus détaillées en matière de gestion du changement. À un échelon plus local, la réunion annuelle d’examen de la corrosion de l’exploitant permet de cerner les éléments qui nécessitent un changement, de déterminer le type de mesures correctives requises et d’assurer le suivi et de résoudre les problèmes de gestion du changement liés à l’intégrité.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées auprès du personnel d’exploitation, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un processus de gestion du changement efficace pour identifier, documenter et analyser les changements susceptibles d’avoir une incidence sur le PGI.

Statut de conformité : Conforme

3.3 Formation, compétence et évaluation

Attentes : La société doit avoir un programme de formation documenté à l’intention des employés et des entrepreneurs visés par ses programmes de gestion et de protection. Elle doit informer les visiteurs se rendant à ses sites d’entretien des pratiques et procédures à suivre. La formation doit inclure l’information sur les politiques propres aux programmes. Elle doit aussi notamment inclure les exigences en matière de protection civile et d’intervention environnementale, ainsi que les conséquences en cas de non-respect de ces exigences. La société doit déterminer les niveaux de compétence requis des employés et des entrepreneurs. La formation doit permettre d’évaluer la compétence pour s’assurer que les exigences en matière de connaissances souhaitées sont respectées. Les programmes de formation doivent comprendre : des procédures de gestion des dossiers, des méthodes visant à actualiser la formation du personnel, et des exigences et normes pour donner suite aux situations de non-conformité relevées quant aux exigences de formation.

Références :
Articles 4, 18, 29 et 46 du RPT-99
Clauses 10.2, 10.5 et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

La section 5 sur les compétences et la formation du PGI reconnaît la nature de plus en plus complexe des réseaux pipeliniers et des exigences que ceux-ci nécessitent en matière d’entretien, d’inspection et de surveillance. L’exploitant reconnaît également que les employés associés au programme d’intégrité des pipelines doivent posséder des compétences hautement spécialisées et qu’il sera tenu de prouver qu’ils ont les compétences nécessaires dans les domaines de leur responsabilité.

L’exploitant a classé le personnel associé à la planification et à l’exécution du PGI en deux catégories : les fournisseurs de services généraux et les fournisseurs de services essentiels. Les premiers représentent le personnel lié aux activités générales et les seconds le personnel affecté à l’exécution d’activités spécialisées d’inspection et d’entretien. Les exigences en matière de compétences techniques pour les deux catégories de personnel reposent sur une analyse de la participation actuelle ou prévue d’un employé aux aspects de base ou spécialisés des activités du PGI. À la suite de l’analyse et de l’évaluation des besoins en formation de base, la conception et la planification de la formation sont effectuées régulièrement et des séances de formation sont planifiées au moins une fois l’an.

La formation et la qualification des fournisseurs de services essentiels s’adressent au personnel du gazoduc Brunswick, aux fournisseurs et aux entrepreneurs. Elles portent notamment sur les éléments suivants : inspection interne, évaluations de l’ingénierie et des risques, essais non destructifs, enquêtes sur la corrosion et la fissuration par corrosion sous contrainte, évaluations des défauts mécaniques ou des matériaux, réparation des défauts de pipeline, renouvellement du revêtement sur le terrain, piquage sur conduite en charge et soudure d’entretien. Lorsque les normes de l’industrie ou les certifications sont un facteur applicable dans la qualification et l’évaluation de la compétence, l’exploitant inclut ces exigences pour son personnel ou ses contractuels, notamment : les associations d’ingénieurs, les ingénieurs techniciens ou technologues agréés, les fournisseurs de services d’essai non destructifs (END) ayant le niveau II ou III de l’Office des normes générales du Canada (ONGC) en magnétoscopie, essais aux ultrasons ou radiographiques.

La direction responsable du PGI est tenue de fournir le soutien nécessaire tant aux formateurs qu’aux stagiaires en matière de matériel, de logiciels et d’occasions d’exercer ses compétences. Le programme de vérification dont il est question à la section 15.4 du PGI doit inclure dans sa portée une évaluation de l’efficacité du programme de formation et s’assurer que les objectifs et les résultats escomptés du programme de formation ont été atteints. Les documents et dossiers relatifs au programme de formation suivi par tous les employés de l’exploitant investis de responsabilités précises en matière d’exploitation et d’entretien pour le gazoduc Brunswick sont conservés aux bureaux locaux.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées auprès du personnel d’exploitation, l’exploitant a été en mesure de démontrer que son PGI comporte un programme de formation pour son personnel et ses entrepreneurs.

Statut de conformité : Conforme

3.4 Communication

Attentes : La société doit avoir un ou des processus de communication appropriés, efficaces et documentés pour :

  • informer toutes les personnes associées à ses installations et activités (les personnes intéressées) des buts et des objectifs de ses programmes de gestion et de protection ainsi que des politiques qui les gouvernent et des engagements qu’ils supposent;
  • informer et consulter toutes les personnes intéressées à propos des questions liées à son exploitation;
  • répondre aux communications émanant des intervenants externes;
  • communiquer aux personnes intéressées les exigences juridiques et autres liées aux programmes de gestion et de protection;
  • communiquer aux personnes intéressées les rôles et responsabilités rattachés au programme.

Références :
Articles 4, 18, 28, 29, 40, 47 et 48 du RPT-99
Clauses 10.2.2 (d) et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

Le PGI comprend des sections documentant des aspects pertinents de ses programmes d’intégrité. Les sections qui concernent essentiellement la communication sont : section 1 sur la portée du PGI; section 2 sur les politiques, les objectifs et l’organisation de la société; sous-section 2.2.2.6 sur les équipes des documents administratifs/techniques/réglementaires avec huit tableaux illustrant les rôles et responsabilités fonctionnels; sous-section 2.3.2 sur les mesures de rendement; section 3 sur les méthodes de documentation et d’information; section 6 sur le plan de gestion du changement incluant les responsabilités prévues au tableau 2 en matière d’approbation des changements; section 11 sur la planification du programme de gestion de l’intégrité.

Le document du PGI, outre les MES, fournit suffisamment de détails pour permettre une mise en oeuvre efficace des éléments du PGI et pour que les activités d’inspection, de mesure, de surveillance et d’entretien puissent être exécutées selon les spécifications d’EBPC.

Bien que plusieurs mécanismes formels de communication aient été mis en oeuvre pour le PGI, l’exploitant n’a pas été en mesure de démontrer qu’il a en place un plan global de communication formel qui précise le contenu et la nécessaire diffusion des divers types d’information aux parties intéressées. Même si les entrevues ont confirmé qu’il existe bel et bien une communication par le truchement des réseaux techniques et par les moyens mentionnés plus haut, l’exploitant ne peut pas s’assurer, sans un plan de communication formel, que tous les intervenants et toutes les parties intéressées en dehors du programme d’intégrité reçoivent l’information appropriée au moment opportun. Par exemple, un plan de communication formel préciserait quelle information associée au PGI doit être communiquée à la direction pour l’aider dans sa planification.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées auprès du personnel d’exploitation, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un plan de communication efficace pour informer toutes les personnes intéressées des activités reliées à son PGI. L’Office recommande que l’exploitant inclue le type d’information associée au PGI dans son plan de communication formel global.

Statut de conformité : Conforme avec recommandation

3.5 Documentation et contrôle des documents

Attentes :La société doit avoir des documents où sont décrits les divers éléments de ses programmes de gestion et de protection – s’il y a lieu. Ces documents doivent être examinés et révisés à intervalles réguliers et planifiés d’avance. Ils doivent être révisés sans délai lorsque des changements s’imposent en raison d’exigences juridiques, sinon tout défaut d’apporter les changements sans délai risque d’entraîner des conséquences fâcheuses. Les programmes de gestion et de protection de la société doivent comprendre des procédures pour contrôler les documents et les données concernant les risques relevés dans l’élément 2.0.

Références :
Articles 4, 27, 47, 48 du RPT-99
Clauses 10.2.2(e) et (f), 10.3.1.1(d) et 10.14.1 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

Lors d’une précédente vérification de l’exploitant pour le pipeline M&NP, ses procédures de raclage, telles qu’elles étaient documentées, ont été comparées aux pratiques réelles sur le terrain. La MES, volume 1 sur le pipeline, procédure numéro 1-5030, précise que [TRADUCTION] « les procédures suivantes relatives au passage des racleurs ont un caractère uniquement général; le personnel d’exploitation doit élaborer et mettre en oeuvre des procédures propres aux sites et se familiariser à fond avec les exigences de ces procédures avant l’usage et l’exploitation. » De plus, le raclage a été reconnu comme un danger dans le manuel de spécifications pour l’exploitation et l’entretien de l’exploitant, section 04 sur le nettoyage, les essais et la purge, référence 05 sur le raclage de pipeline – Généralités, qui précise que [TRADUCTION] « le raclage est une opération extrêmement dangereuse lorsqu’il n’est pas exécuté selon les règles de l’art ». Le point 3 de ce document précise que [TRADUCTION] « la gare de racleur est un appareil sous pression. L’ouverture de la porte doit être effectuée avec un soin extrême car l’énergie stockée dans le gaz à haute pression est suffisante pour faire sortir la porte de ses gonds et faire sortir un racleur de sa gare à grande vitesse. Il incombe à l’équipe de raclage de s’assurer que la gare est complètement ventilée, car il s’agit là d’un facteur important de sa sécurité personnelle. »

Jusqu’à présent, comme le gazoduc Brunswick est en exploitation depuis peu, l’exploitant n’a pas encore procédé au raclage de ses conduites (opérations de nettoyage ou inspection interne). Dans l’avenir, à la suite de la mise en oeuvre du programme de corrosion interne en 2011, les programmes de raclage d’entretien seront amorcés. Comme le personnel de l’exploitation sera davantage exposé, il est nécessaire d’avoir des procédures détaillées, exactes et complètes pour chaque sas de départ et d’arrivée des racleurs afin de déterminer les dangers propres aux sites et d’atténuer les risques associés aux opérations de raclage.

Une inspection sur place des sas de départ et d’arrivée des racleurs à l’installation de Red Head a révélé que le sas de départ et le sas d’arrivée avaient tous deux été construits avec des réducteurs concentriques plutôt qu’excentriques. Même si cette conception n’est en contradiction avec aucun code ni aucune norme, elle peut poser un problème lors du lancement des racleurs. Avec le réducteur concentrique, il est difficile d’atteindre l’étanchéité entre le réducteur et la coupelle avant du racleur car la forme du réducteur fait que le racleur est incliné plutôt qu’au niveau dans la position de lancement. Cette difficulté, en particulier dans une conduite de gaz, peut vouloir dire que plusieurs tentatives seront peut-être nécessaires afin d’atteindre un taux d’étanchéité assez élevé dans le réducteur pour réussir l’opération de lancement. La pressurisation, la dépressurisation et la purge répétitives d’un sas de départ de racleurs risquent de lasser l’opérateur et de l’inciter à prendre des raccourcis dans la procédure de raclage. Ces facteurs peuvent accroître le risque de blessure du personnel d’exploitation. L’exploitant n’était pas au courant de ce risque lorsque les vérificateurs de l’Office l’ont signalé au personnel d’exploitation au moment de la vérification.

Pour éviter que cette situation se produise lors de futures opérations de raclage, l’Office recommande que l’exploitant incorpore, lorsqu’il élaborera et documentera les procédures de raclage propres aux sites pour les installations du gazoduc Brunswick, des instructions particulières à l’intention du personnel d’exploitation en fonction de la conception unique de ses installations.

Statut de conformité : Conforme avec recommandation

3.6 Contrôle opérationnel - exploitation courante

Attentes : La société doit établir et mettre à jour au besoin un processus pour élaborer, mettre en oeuvre et diffuser des mesures d’atténuation, de prévention et de protection afin de prévenir les risques et les dangers relevés dans les éléments 2.0 et 3.0. Le processus doit comporter des mesures visant à réduire ou éliminer les dangers à leur source, le cas échéant.

Références :
Articles 4, 27, 36, 37, 39 et 40 du RPT-99
Clause 10 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

Le manuel de spécifications pour l’exploitation et l’entretien de l’exploitant comprend de nombreuses sections portant sur la mise en oeuvre des exigences techniques contenues dans l’article 36 du RPT-99. Ainsi, la société doit notamment : disposer d’installations de communication, vérifier fréquemment les instruments et les appareils, enregistrer sur une base continue les pressions d’aspiration et de refoulement, marquer clairement les positions d’ouverture et de fermeture des vannes critiques et poser, le long des limites des installations, des panneaux indicateurs des coordonnées de la société advenant une situation d’urgence.

Le PGI renferme quinze sections et deux annexes qui reprennent les exigences de l’article 27 du RPT-99 obligeant la société à établir, réviser régulièrement et mettre à jour au besoin les manuels qui contiennent des renseignements et exposent des méthodes pour promouvoir l’efficacité dans l’exploitation de son pipeline et de ses installations. Les dangers relevés à la section 8 sur la détermination des dangers et contrôle et à la section 9 sur l’évaluation du risque sont expliqués clairement à la section 10 sur la maîtrise des dangers et réduction des risques, à la section 12 sur les méthodes d’évaluation de l’intégrité, à la section 13 sur les inspections, essais, patrouilles et surveillance, et à la section 14 sur l’atténuation et réparation.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées auprès du personnel d’exploitation, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un processus pour atténuer les risques et les dangers associés à ses installations et ses activités.

Statut de conformité : Conforme

3.7 Contrôle opérationnel - perturbations ou conditions anormales

Attentes : La société doit établir et mettre à jour au besoin des plans et méthodes pour déterminer l’éventualité de conditions inhabituelles d’exploitation, de rejets accidentels, d’incidents et de situations d’urgence. Elle doit également définir les moyens d’intervention qu’elle entend prendre pour faire face à ces événements et en atténuer les conséquences ou les effets. Les méthodes doivent être soumises à des essais périodiques et examinées et révisées en cas de besoin (après la survenance d’une situation d’urgence, par exemple).

Références :
Intégrité :
Articles 4, 32, 37, 40 et 52 du RPT-99
Clauses 10.2, 10.3.2 et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

La section 14, référence 01 du manuel de spécifications pour l’exploitation et l’entretien de l’exploitant, portant sur le plan d’urgence, vise à fournir des services de communication et de contrôle de l’acheminement du gaz pour toutes les installations pipelinières de l’exploitant. Les systèmes de communication sont constitués d’un système de communication par satellite contrôlé par la société et lui appartenant en propre pour assurer le bon fonctionnement des communications le long du tracé pipelinier. Un numéro de téléphone d’urgence 1-888 a été mis en place à l’intention du public. Le numéro est affiché sur tous les panneaux indicateurs d’EBPC, les sites des vannes, les stations et les installations connexes. Un service de réponse téléphonique après les heures normales de travail reçoit les appels et communique en cas de besoin avec le centre des opérations approprié ou le technicien de service.

En ce qui concerne la clause 10.3.2.5 de la norme CSA Z662-07, l’exploitant a prévu d’entreposer des conduites et leurs raccords préalablement soumis à des essais à un ou plusieurs centres d’opérations ou sites de vannes situés le long du tracé pipelinier afin de pouvoir s’en servir en cas de réparation d’urgence. Les visites aux sites ont confirmé l’entreposage des conduites et des raccords.

La section 14, référence 02 du manuel porte sur les exigences de mise hors service du pipeline prévue ou imprévue (situation d’urgence) et les références 03 à 06 inclusivement fournissent des schémas du pipeline identifiant les vannes de la canalisation principale.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées auprès du personnel d’exploitation, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a des plans pour intervenir dans des conditions inhabituelles d’exploitation.

Statut de conformité : Conforme

4.0 CONTRÔLES ET MESURES CORRECTIVES

4.1 Inspection, mesure et surveillance

Attentes : La société doit élaborer et mettre en oeuvre des programmes de contrôle et de surveillance. Ces programmes doivent porter sur les travaux exécutés par voie de contrat pour le compte de la société. Ils doivent renfermer des mesures qualitatives et quantitatives pour évaluer les programmes de gestion et de protection et traiter à tout le moins des exigences juridiques ainsi que des risques réputés importants dans les éléments 2.0 et 3.0. La société doit intégrer les résultats des activités de contrôle et de surveillance aux autres données associées aux évaluations des risques et aux mesures de rendement, y compris les résultats des analyses proactives des tendances. La société doit avoir des documents et registres de ses programmes de surveillance et de contrôle.

Références :
Articles 4, 27, 28, 36, 37, 39, 47 et  48 et les paragraphes 53(1) et 54(1) du RPT-99
Clauses 9 et 10 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

La section 13 sur les inspections, essais et patrouilles de surveillance du PGI décrit les procédures à suivre pour les inspections, les essais, les patrouilles et les activités de surveillance en conformité avec les clauses 9 et 10 de la norme CSA Z662-07. Les procédures détaillées sont énoncées dans les MES de l’exploitant. Les MES ont été « harmonisées » de manière que les exigences des organismes de réglementation des États-Unis et du Canada soient précisées en ce qui concerne les tâches à exécuter et leur fréquence. Les MES ont été organisées de façon à indiquer les exigences propres à chaque menace. Par exemple, la section 1.6 sur l’inspection et la prévention des dommages du PGI comprend dix procédures sur les patrouilles de l’emprise du pipeline et sur les vérifications des fuites. La Section 2.2 sur la corrosion externe du PGI comprend trente procédures détaillées portant principalement sur l’inspection, les essais et la surveillance de la protection cathodique. L’examen du rapport annuel de vérification de la protection cathodique 2009 a révélé que la portée de la vérification (points d’essai) et les résultats (critères NACE) répondent aux exigences réglementaires.

La clause 10.6.1.2 de la norme CSA Z662-07 stipule que la fréquence des patrouilles du pipeline doit être déterminée en fonction de divers facteurs : pression d’exploitation, diamètre du pipeline, densité de population, par exemple, qui sont des facteurs fondés sur le risque. L’inclusion des fréquences établies selon le risque, comme l’exige la norme CSA Z662-07, est évidente dans la MES 1-6010 sur les critères de fréquence des patrouilles du pipeline et des vérifications des fuites, qui prévoit des patrouilles aériennes de l’emprise aux deux semaines.

Pour s’assurer que les programmes d’inspection, de contrôle et de surveillance sont bien documentés, chaque MES comprend des liens intégrés dans le document électronique aux exigences de « signalement » et de « formules » lors de l’exécution des tâches prévues à la MES.

En ce qui concerne l’intégration et l’analyse des données, la section 13.2 sur l’évaluation des résultats de l’inspection, des essais, des patrouilles et des contrôles du PGI stipule qu’au moment de l’exécution de chaque tâche les résultats doivent être évalués pour déterminer s’il existe une menace potentielle, et que, si les résultats révèlent la présence de conditions susceptibles de mener à une défaillance aux conséquences graves ou à une interférence extérieure, une évaluation technique doit être effectuée conformément à la clause 10.14 de la norme CSA Z662-07.

En ce qui concerne l’évaluation des risques, la section 9.2.2 sur l’examen des processus antérieurs de gestion de l’intégrité du PGI stipule que l’information obtenue par le biais des vérifications de l’intégrité, des mesures de rendement, des évaluations de l’intégrité et des mesures d’atténuation (c.-à-d. par le biais des inspections, des essais, des patrouilles et de la surveillance) tout au long de l’année précédente sera incorporée dans la mise à jour annuelle de l’information sur les risques pour chaque menace.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées auprès du personnel d’exploitation, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a des programmes de contrôle et de surveillance des dangers et des risques en lien avec le PGI.

Statut de conformité : Conforme

4.2 Mesures correctives et préventives

Attentes : La société doit avoir un processus pour enquêter sur les incidents ou les cas de non-conformité susceptibles de survenir. Elle doit avoir un processus pour atténuer les problèmes réels ou éventuels découlant de ces incidents ou ces cas de non-conformité. L’atténuation peut comprendre des mesures pour régler les problèmes et le moment pour les appliquer. La société doit démontrer qu’elle a mis en place une procédure documentée pour :

  • établir les critères de non-conformité;
  • déterminer la survenance d’un cas de non-conformité;
  • enquêter sur la ou les causes de la non-conformité;
  • élaborer des mesures correctives ou préventives;
  • mettre en oeuvre les mesures correctives ou préventives nécessaires en toute efficacité.

La société doit mettre au point des procédures pour analyser les données colligées sur les incidents afin de déceler les défauts et de trouver les moyens d’améliorer ses programmes et procédures de gestion et de protection.

Références :
Articles 4, 6 et 52 du RPT-99
Clauses 10.2.2(g) et (h), 10.3 et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

La section 7 sur les enquêtes en cas d’incident du PGI décrit en détail les exigences concernant le signalement des incidents, les enquêtes menées sur place, les enquêtes de suivi et l’inclusion de toute recommandation pour le PGI qui serait susceptible de réduire les probabilités que l’incident se reproduise. La section 2.3.2 sur les mesures de rendement inclut les données sur des incidents découlant de types de menaces particuliers constitueraient des cas de non-conformité.

Les données sont collectées, contrôlées, examinées et enquêtées chaque semestre par le comité de surveillance de l’intégrité des pipelines. Un rapport interne est présenté et examiné par la haute direction et par le personnel de gestion de l’intégrité. Bien qu’aucun incident nécessitant des mesures de la part de l’exploitant ne soit survenu, la réunion d’examen annuelle sur la corrosion a un point permanent à l’ordre du jour inscrit aux points prioritaires qui a pour but de traiter les incidents signalés des années antérieures qui doivent être résolus.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées auprès du personnel d’exploitation, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un processus approprié pour enquêter sur les incidents et les cas de non-conformité.

Statut de conformité : Conforme

4.3 Gestion des dossiers

Attentes : La société doit établir et mettre en oeuvre des procédures visant la conservation, l’accessibilité et l’entretien des programmes de soutien à la gestion des dossiers. La société doit, à tout le moins, conserver tous les dossiers pour la durée minimale prévue par la loi, le règlement et les normes incorporés par renvoi dans le règlement.

Références :
Articles 4, 41 et 56 du RPT-99
Clauses 9.11, 10.2, 10.3, 10.4 et 10.14 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

La section 4 sur les dossiers du programme de gestion de l’intégrité du PGI décrit sommairement le système de gestion des dossiers par lequel les dossiers reliés aux activités de gestion de l’intégrité et aux opérations d’exploitation et d’entretien connexes sont conservés dans de nombreux fichiers et sous divers types de format. Ces dossiers sont montés et conservés selon les exigences des procédures qui s’y rapportent. Les dossiers concernant la conception, la construction, l’exploitation et l’entretien des pipelines sont préparés, gérés et mis à jour conformément aux règles établies de conservation des dossiers. Parmi les types de dossiers inclus dans le programme de gestion des dossiers, signalons :

  • les dossiers sur la conception des pipelines
  • les normes et caractéristiques des matériaux
  • les rapports sur les essais des matériaux
  • les dossiers d’assemblage et d’inspection
  • les dossiers d’inspection des revêtements
  • les dossiers des essais sous pression
  • les dossiers sur l’environnement des pipelines
  • les dossiers sur l’emplacement des pipelines
  • les dossiers sur les classes d’emplacement
  • les dossiers sur la protection cathodique
  • les dossiers sur l’évaluation des risques
  • les dossiers sur la réparation
  • d’autres dossiers touchant la mise en oeuvre et l’exécution d’activités visant à atténuer les risques

Par exemple, un des dossiers qui a été examiné est celui de la vérification annuelle de la protection cathodique 2009, qui comprenait toutes les données requises, notamment les points d’essais des pipelines, la date d’inspection, les mesures des potentiels de protection cathodique entre le pipeline et le sol et la signature du technicien d’exploitation qui approuve.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées auprès du personnel d’exploitation, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un programme de gestion des dossiers pour s’assurer que les dossiers reliés au programme d’intégrité sont conservés comme il se doit, accessibles et entretenus.

Statut de conformité : Conforme

4.4 Vérification interne

Attentes : La société doit élaborer et mettre en oeuvre un processus documenté pour entreprendre la vérification de ses programmes et procédures de gestion et de protection. Le processus de vérification doit définir et gérer les besoins en formation et en compétences du personnel affecté aux vérifications. Les vérifications doivent être effectuées régulièrement.

Références :
Articles 4, 53 et 55 du RPT-99
Clause 10.2.2(c) et  (h)(iii) de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Dans le cadre d’une entente sur l’exploitation et l’entretien conclue entre EBPC et son exploitant, celui-ci met en oeuvre et actualise le PGI.

La section 15 sur l’examen et l’évaluation, sous-section 15.4 sur les vérifications du PGI précise que les vérifications internes et externes seront toutes deux utilisées pour valider formellement et améliorer son PGI. Bien que l’annexe N de la norme CSA Z662-07 ne soit pas expressément une exigence de l’ONÉ, EBPC a décidé de l’adopter; en conséquence, elle doit répondre aux exigences de l’annexe N.17.2 (a) à (f) qui comprennent les éléments suivants : portée et objectifs de la vérification, fréquence et moment des vérifications, responsabilités de gestion et d’exécution des vérifications, indépendance des vérificateurs, compétence des vérificateurs et procédures de vérification.

L’Office recommande que l’exploitant modifie son programme de vérification interne pour s’assurer que les exigences du RPT-99 et d’autres documents réglementaires et de référence sont correctement définies (voir également l’élément 2.2 sur les exigences juridiques) et que les vérifications internes incorporent toutes les exigences réglementaires s’appliquant au gazoduc Brunswick et à ses installations connexes. Durant la vérification, le personnel d’EBPC a en outre fourni des documents sur le système interne de gestion de l’environnement de sa société-mère, qui comprend les exigences de vérification interne. Si EBPC met en oeuvre les pratiques envisagées, cela pourrait déboucher sur un processus efficace et pleinement conforme.

Sur la foi des documents examinés et des entrevues réalisées auprès du personnel d’exploitation, l’exploitant a été en mesure de démontrer qu’il a un processus pour entreprendre des vérifications de son PGI en ce qui concerne le réseau pipelinier Brunswick, et il est recommandé que EBPC effectue sous peu une vérification de son PGI en fonction des exigences de son PGI.

Statut de conformité : Conforme avec recommandation

5.0 REVUE DE LA DIRECTION

Attentes : La haute direction doit revoir formellement les programmes de gestion et de protection pour s’assurer qu’ils sont toujours adéquats, pertinents et efficaces. La revue doit s’appuyer sur des documents et dossiers appropriés, notamment sur les résultats des programmes de surveillance, de contrôle et de vérification. Elle doit être formelle et documentée et être exécutée à intervalles réguliers. La revue de la direction doit inclure une revue des décisions, des mesures et des engagements, le cas échéant, qui ont trait à l’amélioration des programmes et au rendement global de la société.

Références :
Articles  4, 40 et 55 du RPT-99
Clauses 10.2.2(h)(iii) et 10.14.1 de la norme CSA Z662-07

Évaluation :
Voir l’annexe VII pour l’évaluation de cet élément.

Compliance Status: s.o.

Date de modification :