Le mercredi 28 août 2019, l'Office national de l'énergie est devenu la Régie de l'énergie du Canada. Pour de plus amples renseignements, consultez la page d'information sur la mise en oeuvre de la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie

Guide de dépôt – Rubrique E – Modification des classes d’emplacement (article 42 du RPT)

Table des matières

Les lignes directrices révisées précisent les attentes de la Régie de l’énergie du Canada en ce qui concerne la déclaration de tout passage à une classe d’emplacement supérieure et le dépôt du plan que la société entend mettre en application pour s’adapter au changement de classe. La société est tenue de déposer son plan par l’entremise du système de signalement d’événement en ligne, plus particulièrement du module correspondant aux avis de modification de la classe d’emplacement (section relative au RPT).

Une modification de classe d’emplacement est le remplacement d’une désignation de classe d’emplacement par une désignation supérieure selon la définition donnée dans la norme CSA Z662.

La documentation connexe doit être déposée dans les six mois suivant la modification. L’exploitant doit surveiller les sections de pipeline susceptibles de subir une modification de classe d’emplacement assez fréquemment; il doit aussi mobiliser les autorités locales ou les promoteurs et communiquer avec ceux-ci pour savoir quand la modification sera effectuée.

But

La documentation déposée comprend un plan qui décrit la manière dont la société entend traiter la modification de la classe d’emplacement d’une section de son pipeline à une désignation supérieure.

La Régie s’attend à ce que le plan proposé démontre la pertinence et l’efficacité du programme de gestion de l’intégrité de la société, afin que la section de pipeline visée soit apte à demeurer en service sous la nouvelle désignation de classe d’emplacement. La Régie évalue l’incidence du plan sur la sûreté, la sécurité et la protection de l’environnement.

Le plan est soumis dans les six mois suivant la modification de la classe d’emplacement.

Évaluation et exigences de dépôt

La figure 1 résume les exigences relatives aux documents à soumettre à l’examen de la Régie dans les six mois suivant la modification de la classe d’emplacement.

Si la classe d’emplacement d’une section de pipeline est portée à une classe supérieure, la société doit, dans les six mois suivant la modification, soumettre à l’examen de la Régie une évaluation primaire (décrite à la section E.1), dans le cadre du plan proposéNote de bas de page 8.

Lorsque la section de pipeline visée par la modification de classe d’emplacement satisfait aux exigences de la norme CSA Z662 à cet égard, dans les six mois après que la classe d’emplacement a été modifiée, seule une évaluation primaire (décrite à la section E.1) doit être soumise à l’examen de la Régie à titre de plan proposé.

Si le tronçon de pipeline visé par la modification de la classe d’emplacement ne répond pas aux exigences de l’article 10.7.2 de la norme CSA Z662, il est possible, pour remédier à la situation, d’appliquer les exigences relatives à la conception qui sont énoncées au chapitre 4 de la norme CSA Z662 ou de réaliser une analyse de l’espacement entre les vannes ou une évaluation technique (décrite à la section E.2) afin de déterminer l’aptitude du pipeline à demeurer en service sous la nouvelle désignation de classe d’emplacement. En pareil cas, les documents décrits en 1), 2) ou 3) ci-dessous doivent être déposés en plus de l’évaluation primaire, s’il y a lieu, dans les six mois suivant la modification de classe d’emplacement.

  1. Lorsqu’une société se conforme aux exigences relatives à la conception qui sont énoncées au chapitre 4 de la norme CSA Z662, elle doit soumettre l’information suivante à l’examen de la Régie :
    1. a) le plan des changements à la conceptionNote de bas de page 9 ainsi que le calendrier d’exécution proposé;
    2. b) les mesures correctives et d’atténuation provisoires (selon le cas et telles qu’elles sont décrites à la section E.3).
  2. Lorsqu’une société effectue une analyse de l’espacement entre les vannes pour déterminer l’aptitude de la section de pipeline à demeurer en service sous la nouvelle désignation de classe d’emplacement, elle doit soumettre l’information suivante à l’examen de la Régie :
    1. a) l’analyse de l’espacement entre les vannes (décrite à la section E.2);
    2. b) les mesures correctives et d’atténuation provisoires appliquées pour protéger le public;
    3. c) les mesures correctives et d’atténuation à long terme (selon le cas et telles que décrites à la section E.3).
  3. Lorsqu’une société effectue une évaluation technique pour déterminer l’aptitude de la section de pipeline à demeurer en service sous la nouvelle désignation de classe d’emplacement, elle doit soumettre l’information suivante à l’examen de la Régie :
    1. a) l’évaluation technique (décrite à la section E.2);
    2. b) les mesures correctives et d’atténuation provisoires appliquées pour protéger le public;
    3. c) les mesures correctives à long terme (décrites à la section E.3);
    4. d) si la société ne peut pas réaliser une évaluation technique dans les six mois suivant la modification de la classe d’emplacement, elle doit inclure dans le plan proposé le calendrier d’exécution et de mise en œuvre de l’évaluation technique et fournir les mesures correctives et d’atténuation provisoires (décrites à la section E.3) appliquées pour protéger le public.

Figure 1 – Exigences énoncées à la rubrique E du Guide de dépôt relativement aux documents à soumettre à l’examen de la Régie dans les six mois suivant la modification de la classe d’emplacement.

Figure 1 – Exigences énoncées à la rubrique E du Guide de dépôt relativement aux documents à soumettre à l’examen de la Régie dans les six mois suivant la modification de la classe d’emplacement.

E.1 Évaluation primaire

Exigences de dépôt

Lorsqu’une classe d’emplacement est portée à une désignation supérieure, la société doit déposer devant la Régie un plan incluant une évaluation primaire du tronçonNote de bas de page 10 de pipeline qui renferme l’information ci-après.

  1. Changements de circonstances qui ont donné lieu à la modification de la classe d’emplacement, y compris ce qui suit :
    1. a) cartes montrant les circonstances actuelles et précédentes sur une échelle assez grande pour indiquer clairement ce qui suit :
      1. la flèche d’orientation dirigée vers le Nord;
      2. l’échelle indiquée et l’échelle graphique;
      3. les raisons de la modification de la classe d’emplacement;
      4. l’emplacement et le type de tout franchissement;
      5. l’emplacement et l’espacement des vannes;
      6. la zone d’évaluation de la classe d’emplacement;
      7. la zone d’impact potentielNote de bas de page 11;
    2. b) description du développement dans la zone d’évaluation de la classe d’emplacement, y compris le nombre et le type d’unités d’habitation, les aires extérieures ou les bâtiments, conformément à la norme CSA Z662 pour les désignations de classe d’emplacement;
    3. c) date de la modification de la classe d’emplacement (date la plus probable si la date exacte n’est pas connue).
  2. Exigences de la norme CSA Z662 relatives à la modification de la classe d’emplacement, notamment ce qui suit, selon le cas :
    1. a) facteur de conception ou d’emplacement, selon le cas :
      1. effet des nouveaux facteurs d’emplacement sur la pression nominale et la contrainte circonférentielle servant aux analyses des contraintes sur tout emplacement du tronçon pipelinier visé, y compris les franchissements de route et de voie ferrée;
    2. b) espacement des vannes;
    3. c) hauteur de recouvrement (comparaison des exigences minimales par rapport à la hauteur de recouvrement réelle);
      1. résultats et source des plus récentes mesures de la hauteur de recouvrement;
    4. d) essai de pression;
    5. e) évaluation et réparation des imperfections conformément à la norme CSA Z662 :
      1. signaler les dossiers incomplets ou l’absence de dossiers concernant les imperfections évaluées ou réparées sur le tronçon de pipeline visé;
      2. préciser si des outils d’inspection interne ont été utilisés pour inspecter un tronçon de pipeline; indiquer les dates les plus récentes et le type d’outil d’inspection interne, s’il y a lieu;
      3. indiquer les méthodes d’évaluation de l’intégrité autres que l’inspection interne (contrôles en surface, fouilles d’intégrité, etc.);
      4. si l’essai de pression sert à évaluer l’intégrité, indiquer la date de la dernière épreuve et la contrainte circonférentielle enregistrée en pourcentage de la limite d’élasticité minimale spécifiée.
  3. Conception et conditions d’exploitation du réseau pipelinier, y compris fluide de service, contrainte nominale de fonctionnement, pression maximale d’exploitation, facteurs liés aux joints de tuyaux et à la température, et présence de géorisques potentiels :
    1. a) préciser si le tronçon de pipeline est sous restriction de pression d’exploitation réglementaire ou volontaire.
  4. Propriétés des matériaux et du pipeline, y compris année de mise en service, type de soudure de fabrication du tuyau, diamètre extérieur, épaisseur de paroi, nuance spécifiée, limite d’élasticité, résistance à la traction et résistance aux chocs (indiquer comment les propriétés des matériaux ont été obtenues).
  5. Type de revêtement et état du revêtement sur le corps de la canalisation, les soudures circonférentielles et les réparations :
    1. a) indiquer la source de l’information sur le revêtement, qui peut provenir des spécifications, des dossiers de construction, des inspections indirectes (inspection interne, inspection par transducteur électromagnétique-acoustique, inspection en surface [méthode des gradients de potentiel en courant continu ou en courant alternatif, affaiblissement du courant alternatif sur le revêtement, etc.]) et des résultats d’excavation.
  6. Niveau de protection cathodique :
    1. a) indiquer la date du dernier contrôle du potentiel de protection cathodique (contrôle des fils d’essai, contrôle à intervalles rapprochés, etc.).
  7. Confirmation que les soudures circonférentielles du tronçon de pipeline visé ont fait l’objet d’un examen non destructif, et ce, sur toute la circonférence.
  8. Activités de prévention des dommages à l’emplacement du tronçon de pipeline visé par la désignation supérieure de classe d’emplacement (signalisation supplémentaire, dalles, fréquence des patrouilles, etc.).
  9. Présence d’une école, d’un hôpital, d’une garderie, d’une résidence-services, d’une prison ou d’autres installations pouvant être difficiles à faire évacuer rapidement ou qui peuvent être évacuées uniquement à partir des zones d’impact potentiel.
  10. Antécédents de défaillance de la section de la vanne où se trouve le tronçon de pipeline visé.

E.2 Détermination de l’aptitude à demeurer en service

Exigences de dépôt pour une analyse de l’espacement des vannes

Si l’espacement des vannes ne correspond pas à l’exigence de la norme CSA Z662-19 à cet égard pour la désignation supérieure de classe d’emplacement, il doit être analysé conformément à l’article 4.4 de la norme CSA Z662-19 pour démontrer qu’il convient à la désignation supérieure. L’analyse doit être déposée et inclure les renseignements suivants, selon le cas :

  1. une liste des vannes de sectionnement en amont et en aval, y compris une carte montrant l’espacement entre les vannes;
  2. une liste et un schéma de la configuration actuelle des dérivations, coudes de croisement, colonnes montantes et autres tuyaux qui introduisent le fluide transporté entre les deux vannes de sectionnement, y compris ce qui suit :
    1. a) une confirmation que la charge d’alimentation supplémentaire de chaque source entre dans le calcul des volumes de purge;
    2. b) des précisions sur la configuration des vannes de croisement;
    3. c) les réglages de fonctionnement normal pour chaque vanne (p. ex., normalement en position ouverte ou fermée);
  3. de l’information sur les points 1 et 2 incluant ce qui suit :
    1. a) le type de mécanisme des vannes (à distance, automatique ou manuel);
    2. b) une confirmation que les vannes sont équipées de mécanismes d’arrêt d’urgence;
    3. c) la fréquence d’entretien des vannes.
  4. Une analyse des risques démontrant que les risques associés au pipeline avec l’espacement actuel des vannes sont égaux ou inférieurs aux risques que présenterait un espacement satisfaisant à l’exigence de l’article 4.4 de la norme CSA Z662-19 pour la classe d’emplacement modifiée.

Exigences de dépôt pour une évaluation technique

Si des exigences de l’article 10.7.2 de la norme CSA Z662-19 autres que l’espacement entre les vannes ne sont pas satisfaites pour la désignation supérieure de classe d’emplacement, il faut réaliser une évaluation technique comprenant les éléments indiqués, selon le cas.

  1. Une évaluation primaire (décrite à la section E.1).
  2. Une évaluation technique qui satisfait aux exigences de la norme CSA Z662 concernant l’évaluation technique des pipelines existants, notamment ce qui suit, selon le cas :
    1. a) le procédé de fabrication et la méthode d’installation;
    2. b) les devis de construction et spécifications d’essai;
    3. c) la configuration et les contraintes physiques de la section de pipeline faisant l’objet de l’évaluation technique;
    4. d) l’état de la tuyauterie, y compris le type d’imperfections, les dimensions et l’incertitude dimensionnelle;
    5. e) le mécanisme ou mode de formation des imperfections, de croissance et de défaillance;
    6. f) les antécédents relatifs au service, à l’exploitation, aux défaillances et à l’entretien, y compris une évaluation de l’efficacité de la protection cathodique;
    7. g) le caractère approprié des méthodes de réparation utilisées;
    8. h) la prise en considération des contraintes combinées, par exemple :
      1. lorsque des routes ou des voies ferrées croisent un pipeline existant, il faut améliorer le pipeline pour qu’il réponde aux exigences de conception applicables de la nouvelle classe d’emplacement ou le soumettre à une analyse détaillée de toutes les charges prévues durant le croisement. Il est important de tenir compte de l’état du pipeline pendant la prise en considération des contraintes combinées en résultant sur le pipeline. Il faut aussi tenir compte de la charge ou de l’effort cyclique si le pipeline est croisé fréquemment par de l’équipement lourd.
  3. Un ingénieur compétent en évaluation des dangers doit mener une évaluation complète et déterminer les dangers relatifs à l’état de la tuyauterie, en tenant compte de ce qui suit, selon le cas :
    1. a) la corrosion (extérieure, intérieure, influencée par les micro-organismes, induite par le courant alternatif, etc.) :
      1. effectuer une inspection du revêtement et une mise à l’essai supplémentaires si l’information relative à l’état du revêtement de la canalisation et de la soudure circonférentielle est manquante;
      2. effectuer d’autres évaluations de l’état du revêtement ou appliquer des mesures de sécurité supplémentaires selon l’efficacité du revêtement à protéger la canalisation ou la probabilité qu’il favorise un milieu environnant corrosif sur la conduite;
    2. b) la fissuration (d’origine environnementale, par fatigue, etc.);
    3. c) les dommages mécaniques (p. ex., bosselure, pli, gauchissement et rainure) :
      1. faire une inspection visuelle de toutes les bosselures sur la moitié supérieure de la canalisation (de 8 heures à 4 heures) et de toutes les bosselures ayant un ratio de longueur et de profondeur inférieur à 20 pour détecter les fissures, les rainures, la corrosion et l’interaction avec les soudures, à moins que la société puisse démontrer l’absence de facteur de concentration de contrainte et d’interaction avec les soudures;
    4. d) les géorisques (p.  ex., mouvement du sol, dangers déclenchés par un séisme, affouillement, érosion);
    5. d) les imperfections liées à la fabrication et à la construction (p.  ex., dans les soudures, dans la conduite ou dans les composants du pipeline);
    6. f) la défaillance de l’appareillage (p.  ex., défaillance du dispositif de commande ou de protection contre la surpression due à la formation de glace par temps froid);
    7. g) le mauvais fonctionnement (p. ex., surpression, méthode d’exploitation incorrecte, introduction de fluides non conformes);
    8. h) les contraintes pouvant être causées par l’expansion ou la contraction thermique;
    9. i) les problèmes liés aux matériaux (p.  ex., faible résistance aux chocs).
    10. j) l’interaction des dangers recensés.

      Les spécifications fonctionnelles et la validation de rendement des outils doivent faire partie d’une évaluation des dangers effectuée à partir de résultats d’inspection interne. Tous les résultats d’excavation relatifs à la section de pipeline raclée ainsi que les faux négatifs doivent être inclus sous forme de schéma d’unité.

      Les antécédents de rendement à eux seuls ne constituent pas une évaluation technique adéquate des dangers. Le fait qu’il n’y a eu aucune fuite ou rupture attribuable à un danger sur le pipeline ne démontre pas l’absence ni le contrôle d’un danger.

      Toutes les imperfections relevées pendant l’évaluation de l’état de la conduite doivent être évaluées et réparées comme il se doit. Les réparations doivent être conformes au chapitre 10 de la norme CSA Z662 et planifiées de manière appropriée, indépendamment de l’échéancier de l’évaluation technique. Il faut considérer le risque de dommages collatéraux causés aux pipelines ou à d’autres installations enfouies par la défaillance d’une canalisation adjacente (p. ex., rayonnement thermique qui endommage le revêtement protecteur ou diminue la résistance de la conduite adjacente).
  4. Il faut déposer une évaluation des risques qui indique et démontre quantitativement que les risques du pipeline existant sont égaux ou inférieurs à ceux d’un pipeline qui a au moins la même hauteur de recouvrement et est conforme à toutes les exigences du RPT et de la norme CSA Z662 (p. ex., un tel pipeline pourrait avoir une paroi plus épaisse, une nuance supérieure ou une pression d’exploitation moins élevée)Note de bas de page 12. Les risques individuels et sociétaux sont des exemples de risques quantitatifs pour les gazoducs. Les renseignements suivants doivent être inclus dans l’évaluation des risques :
    1. a) une évaluation de la fiabilité ou des probabilités de défaillance incluant ce qui suit :
      1. tous les dangers recensés et les interactions possibles;
      2. la source des probabilités de défaillance (références) utilisées pour l’évaluation, avec méthodologie représentative et précisée;
      3. le plan à long terme pour maintenir la fiabilité du niveau de probabilités de défaillance;
    2. b) une analyse des conséquences et résultats :
      1. pour les pipelines transportant des produits corrosifs ou à haute pression de vapeur, il faut tenir compte des effets éventuels du feu et des mélanges gazeux dangereux au-delà de la zone d’impact potentiel avant l’inflammation;
      c) les mesures d’atténuation à long terme jugées nécessaires par la société pour obtenir un niveau de risque acceptable :
      1. il faut documenter la preuve appuyant l’efficacité des méthodes et des mesures d’atténuation considérées et proposées et déposer le tout avec l’évaluation technique.

E.3 Mesures d’atténuation et correctives à long terme et provisoires

Exigences de dépôt

  1. Il faut fournir une description des mesures correctives ou d’atténuation à long terme ainsi qu’un plan de mise en œuvre accompagné d’un échéancier, s’il y a lieu, pour résoudre les préoccupations potentielles recensées. Les mesures correctives ou d’atténuation à long terme doivent être mises en œuvre dès que possibleNote de bas de page 13.
  2. Il faut fournir une description des mesures correctives ou d’atténuation provisoires qui ont été prises en attendant que les exigences de la norme CSA Z662 soient satisfaites ou que des mesures d’atténuation à long terme soient mises en œuvre. Des mesures correctives et d’atténuation provisoires doivent être appliquées dans les plus brefs délais. Fournir ce qui suit :
    1. a) un exposé expliquant les raisons pour lesquelles chaque mesure provisoire a été jugée appropriée pour assurer l’exploitation sûre du pipeline jusqu’à l’achèvement des mesures correctives et d’atténuation à long terme;
    2. b) une confirmation que chaque mesure provisoire recommandée a été mise en œuvre et restera en place jusqu’à l’achèvement des mesures correctives et d’atténuation à long terme indiquées :
      1. si une mesure provisoire recommandée n’a pas été appliquée, il faut soumettre un plan de mise en œuvre;
    3. c) un exposé démontrant que les tronçons de pipeline peuvent être exploités en toute sécurité, sans mesures provisoires supplémentaires, jusqu’à l’achèvement des mesures correctives ou d’atténuation à long terme indiquées, si aucune mesure provisoire n’est recommandée.

Les mesures correctives et d’atténuation peuvent inclure ce qui suit :

  1. a) des modifications apportées au réseau pipelinier, pouvant inclure le remplacement d’un pipeline;
  2. b) une réduction de la pression d’exploitation à la valeur précisée pour la nouvelle classe d’emplacement :
    1. la pression d’exploitation doit être réduite à titre de mesure corrective ou d’atténuation dans les plus brefs délais après que la décision a été prise et il faut expliquer ce qui a été pris en considération dans l’évaluation du moment propice à la mise en œuvre;
    2. la pression d’exploitation maximale approuvée est ajustée à la valeur réduite, après l’approbation par la Régie d’une mesure corrective à long terme prévoyant la réduction de la pression d’exploitation selon le plan proposé conformément à l’article 42 du RPT;
  3. c) davantage de communications publiques au sujet de l’emplacement du pipeline;
  4. d) l’installation de structures ou de matériaux (p.  ex., dalles de béton, plaques d’acier) pour la protection contre les dommages mécaniques ou d’autres charges externes;
  5. e) davantage d’évaluations de l’intégrité (p.  ex., inspections internes) et réparations;
  6. f) une restriction de l’accès à l’emprise pipelinière;
  7. g) une augmentation de la signalisation et de la fréquence des patrouilles sur l’emprise.
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