Mesures de rendement des pipelines – Rapport sur les données de 2020

Mesures de rendement des pipelines – Rapport sur les données de 2020 [PDF 2656 ko]

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RÉGIE DE L'ÉNERGIE DU CANADA

MESURES DE RENDEMENT DES PIPELINES
RAPPORT SUR LES DONNÉES DE 2018

Decembre 2021

ISSN 2368-5549

Mesures de rendement des pipelines – Aperçu

Le présent rapport est le septième de la Régie de l’énergie du Canada sur les mesures de rendement des pipelines préparé à partir des données collectées auprès des sociétés soumises à sa réglementation. Il renferme des données pour la période de déclaration de 2020.

Ces rapports renforcent l’approche proactive de la Régie visant à protéger le public et l’environnement. Les mesures de rendement sont une composante nécessaire d’un système efficace de gestion de la sécurité, car elles sont axées sur l’amélioration du rendement des systèmes conçus pour prévenir des incidents possibles (indicateurs avancés) et l’évaluation des incidents liés aux pipelines après qu’ils ont eu lieu (indicateurs tardifs).

La Régie attend des dirigeants de l’industrie qu’ils adoptent ses politiques, buts, processus et méthodes en matière de systèmes de gestion pour communiquer officiellement les valeurs et les attentes qu’ils renferment. Grâce à cette communication formelle, la haute direction élabore le cadre de travail initial de la culture de l’entreprise. Lorsqu’une société est pleinement en mesure d’établir et de maintenir une culture de sécurité positive, elle examine attentivement, comme dans le cadre d’une fonction opérationnelle normale, chaque décision afin de s’assurer que les risques sont pris en considération et gérés de façon appropriée. Elle adopte des mesures de rendement qui donnent un portrait d’ensemble de la société afin de cerner les secteurs présentant certaines faiblesses et de gérer la sécurité de façon proactive avant qu’un incident se produise.

En 2021, la Régie a rendu public l’Énoncé sur la culture de sécurité, qui fait état des attentes actualisées à l’égard des sociétés quant à la création et à la promotion d’une culture de sécurité positive. Les initiatives liées aux mesures de rendement et à la culture de sécurité sensibilisent les acteurs quant au rôle des systèmes de gestion et de la culture pour mieux se prémunir contre les accidents. S’il est vrai que les incidents peuvent découler d’une défaillance de la technologie ou de composantes d’un système de gestion, il faut aussi reconnaître qu’ils résultent souvent de l’absence d’une culture axée sur la sécurité.

Pour la Régie, les renseignements émanant de ces mesures avancées de rendement constituent un incitatif pour les sociétés à établir encore plus de mesures de rendement au sein de leur organisation pour les principaux programmes inhérents à tout système de rendement véritable. Grâce à un ensemble complet de mesures, les employés sont informés des éléments mesurés, et il est possible de faire le suivi des résultats au fil du temps pour sans cesse améliorer les activités et instaurer une culture de sécurité encore plus forte.

La Régie utilisera les données produites par ces mesures pour mieux réglementer les activités pipelinières de son ressort. En outre, elle continue d’utiliser les données sur les mesures de rendement pour l’aider à planifier ses activités de vérification de la conformité. Les données de ces grands indicateurs sont intégrées à la modélisation et aux analyses de la Régie tenant compte du risque. Ces renseignements supplémentaires lui tracent un portrait plus complet des activités des sociétés pipelinières qu’elle réglemente.

La Régie évalue également les données liées au rendement pour voir si l’information fournie par les sociétés valide ses propres constatations et si le nombre d’activités liées à la sécurité prévues par ces mêmes sociétés est approprié. Si des incohérences sont relevées, la Régie prendra des mesures pour y remédier.

Format des données sur les mesures de rendement

Les mesures de rendement ont été élaborées dans le cadre d’une consultation publique afin de couvrir les activités clés des programmes exigés par la Régie :

  1. Gestion de la sécurité
  2. Sûreté
  3. Gestion des urgences
  4. Gestion de l’intégrité
  5. Protection de l’environnement
  6. Prévention des dommages

Pour faciliter la production des rapports et l’échange de données, chaque mesure de rendement est quantitative (nombres et pourcentages).

Dans la plupart des cas, les rapports sont établis par réseau. Par contre, pour certaines mesures, les données déclarées doivent porter sur des installations précises. Ces exceptions sont indiquées dans les notes d’orientation.

La Régie a reçu des données de 23 sociétés propriétaires de 23 réseaux pipeliniers et de 110 pipelines individuels. Les données ont été regroupées en catégories en fonction du produit (liquides ou gaz) et de la longueur du pipeline (plus de 50 kilomètres et inférieur à ou supérieur à 5 000 kilomètres) ou, aux fins de schématisation, les gazoducs de 50 à 5 000 kilomètres entreront dans la catégorie des pipelines de moyenne taille et ceux de plus de 5 000 kilomètres, dans celle des pipelines de grande taille).

Le présent rapport renferme des données sur les mesures de rendement pour 2020. Leur moyenne peut se situer sous 1 pour un élément précis, comme par exemple les exercices d’intervention d’urgence, car leur nombre peut être inférieur à celui des sociétés dans son ensemble. Dans la plupart des cas, les valeurs obtenues ont été arrondies à l’entier supérieur s’il y a lieu.

Notes d’orientation

Des notes d’orientation sont fournies avec chaque mesure pour une plus grande exactitude des rapports soumis par les sociétés, une compréhension généralisée et une application uniforme. Sont aussi incluses la définition et la description des termes employés ainsi que leur interprétation.

Mise en œuvre

Les mesures de rendement sont aussi affichées sur le site Web de la Régie (www.rec-cer.gc.ca) dans la section Sécurité et environnement.

Les sociétés choisies par la Régie, en fonction du nombre de kilomètres de pipelines qu’elles possèdent, sont tenues de déposer de telles données. La Régie exige d’elles qu’elles soumettent leurs données par voie électronique (pour l’année civile qui précède) au plus tard le 1er avril. Les formulaires de rapport et les instructions de dépôt se trouvent sur le site Web de la Régie.

Les sociétés qui relèvent depuis peu de la compétence de la Régie devraient s’adresser à elle pour savoir si elles doivent lui transmettre ces mesures. Cependant, toutes sont encouragées à s’en servir dans le cadre de leur système de gestion intégrée.

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TABLE DES MATIÈRES

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1. Mesures de rendement de la gestion de la sécurité

1.1 Inspections de sécurité des installations

Notes d’orientation

La présente mesure vise à assurer le suivi des inspections de sécurité prévues des installations pour prévenir tout préjudice pouvant être causé aux employés, au public et à l’environnement. Elle relève de l’alinéa 6.5(1)u) du Règlement de la Régie canadienne de l'énergie sur les pipelines terrestres (le « RPT »), qui exige d’établir et de mettre en œuvre un processus en vue de l’inspection et de la surveillance des activités dans le but d’évaluer le caractère adéquat et l’efficacité du programme de gestion de la sécurité.

Figure 1.1 : Nombre moyen d’inspections de sécurité des installations prévues et menées (inspections par réseau pipelinier)

Nombre moyen d’inspections de sécurité des installations prévues et menées (inspections par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’inspections effectuées et le nombre moyen prévu quant aux installations de liquides ainsi qu’à celles de gaz de moyenne ou grande taille. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 1.1.

Qu’entend-on par « installation »?

Aux fins de la présente mesure, les stations de pompage, de compression et de comptage, les dépôts de vannes de sectionnement de canalisation principale, les parcs de stockage, les terminaux et les gares de lancement et de réception de racleurs font partie des installations intégrées à un pipeline. Cette définition devrait correspondre à celle qui figure dans la norme CSA Z662, Réseaux de canalisations de pétrole et de gaz.Note de bas de page 1

Qu’est-ce qu’une « inspection »?

Aux fins de cette mesure, un examen des lieux de travail mené à une installation selon les exigences du système de gestion du programme d’intégrité ou de sécurité d’une société constitue une inspection. Celle-ci peut porter sur l’installation et l’équipement, pour la sécurité aussi bien des procédés que du milieu de travail.

Les inspections menées en suivi de mesures correctives ne sont pas incluses ici (voir la Mesure de rendement de la gestion de la sécurité no 2). Bien que tenant une grande place dans un programme de sécurité, elles ne figurent pas dans cette mesure puisque le nombre des inspections en question peut varier selon les situations.

1.2 Mesures préventives et correctives

Notes d’orientation

Conformément aux alinéas 6.5(1)r), u) et w) du RPT, cette mesure permet d’assurer le suivi de celles de nature corrective et préventive ainsi que de leur exécution en temps voulu. Elle aidera également les sociétés à gérer les dangers et à trouver les moyens d’atténuer les risques d’incidents en matière de sécurité. On n’y insiste pas sur l’exécution des mesures dans l’année civile où elles ont été définies. Il s’agit plutôt, comme mentionné ici, de leur exécution en temps voulu.

Les systèmes de gestion de certaines sociétés permettent de faire le suivi des activités d’exploitation et d’entretien séparément. Dans un tel cas, les données doivent être combinées dans le rapport sur la mesure.

Figure 1.2 : Nombre moyen de mesures préventives et correctives relevées et complétées (nombre par réseau pipelinier)

Figure 1.2 : Nombre moyen de mesures préventives et correctives relevées et complétées (nombre par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen de mesures préventives et correctives prises en regard du nombre moyen indiqué comme devant l’être pour l’année civile, tant pour l’exploitation et l’entretien que pour la construction. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 1.2

Qu’entend-on par « mesure préventive et corrective »?

Les mesures préventives et correctives sont celles que la société a jugées nécessaires en se fondant sur les données d’inspections, d’audits et d’enquêtes internes. Les données déclarées portent aussi bien sur les mesures préventives que correctives.

L’enquête est un examen d’une situation dangereuse consécutif à un incident ou quasi-incident. Lorsqu’une enquête donne lieu à des mesures préventives ou correctives, celles-ci doivent figurer à ce titre dans le rapport à l’égard de cette mesure.

Comment se fait le suivi de mesures correctives si elles sont relevées au cours d’une année civile mais complétées dans une autre?

On sait que certaines mesures ne peuvent être complétées dans l’année civile où elles sont relevées, car elles exigent davantage de temps ou sont relevées trop tard au cours de cette même année. Toute mesure préventive ou corrective non complétée dans une année civile est reportée à la suivante. Elle doit être incluse dans le système de gestion dès le début de celle-ci. Elle sera complétée par de nouvelles mesures cernées au cours de l’année en question.

Qu’entend-on par « construction »?

Il s’agit des activités menées par les employés, entrepreneurs et autres personnes participant à la construction d’un pipeline.

1.3 Quasi-incidents

Notes d’orientation

Aux fins de cette mesure, on suit la déclaration et la prise en charge des quasi-incidents pour la gestion des dangers conformément à l’alinéa 6.5(1)s) du RPT de manière à réduire les risques d’incidents de sécurité liés aux procédés pipeliniers ou propres à la santé-sécurité au travail.

Figure 1.3 : Nombre moyen de quasi-incidents signalés et réglés par une personne compétente (nombre par réseau pipelinier)

Figure 1.3 : Nombre moyen de quasi-incidents signalés et réglés par une personne compétente (nombre par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen de quasi-incidents examinés par une personne compétente et corrigés par rapport au nombre moyen de ceux signalés par la société pipelinière ou les entrepreneurs. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 1.3

Qu’est-ce qu’un « quasi-incident »?

Un quasi-incident est un événement non souhaitable qui, dans des conditions légèrement différentes, aurait pu causer des blessures corporelles ou entraîner des dommages à la propriété, à l’équipement ou à l’environnement. Les quasi-incidents s’appliquent aux activités d’exploitation, d’entretien ou de construction menées par les sociétés. Ils ne comprennent pas les incidents pipeliniers mettant en cause d’autres sociétés, le public ou des tiers, car de tels quasi-incidents devraient être gérés dans le cadre d’un programme de prévention des dommages.

Pour qu’une société produise le rapport souhaité sur cette mesure, elle pourrait avoir à donner des directives précises à chaque entrepreneur de sorte que tous les quasi-incidents soient déclarés et examinés. Le rapport en question devrait être inclus dans le programme de gestion de la sécurité de la société conformément à l’alinéa 6.5(1)r) du RPT.

Qu’entend-on par « personne compétente » et « réglé »?

Les quasi-incidents réglés sont ceux pour lesquels une mesure corrective ou préventive a été jugée nécessaire et prise. Dans certains cas, aucune mesure n’est requise, mais il faut évaluer le risque sans attendre afin de pouvoir adopter des mesures préventives ou correctives au besoin.

Personne compétente pour une société pipelinière : La détermination de la nécessité pour une société de prendre des mesures doit revenir à une personne qui est compétente (possédant les qualifications, la formation et l’expérience pour enquêter sur les incidents liés à la sécurité). Ce jugement doit être revu par une autorité appropriée (c.-à-d. par la direction) qui confirmera que la décision était appropriée, que la leçon à en tirer a été assimilée et que l’information a été communiquée aux travailleurs pour les sensibiliser et éviter que la situation ne se reproduise.

Personne compétente pour un entrepreneur :

La détermination de la nécessité pour une société de prendre des mesures doit aussi revenir à un entrepreneur si :

  1. le quasi-incident résulte d’une action menée par celui-ci;
  2. b. l’entrepreneur est compétent (c.-à-d. possède les qualifications, la formation et l’expérience pour enquêter sur les incidents liés à la sécurité).

La détermination doit être revue par une autorité compétente qui peut être, dans ce cas-là :

  1. a. la direction de l’entreprise (mais la société pipelinière doit alors en être informée);
  2. b. la direction de la société pipelinière elle-même.

L’autorité compétente doit procéder à un examen pour confirmer que la décision était appropriée, que la leçon à en tirer a été assimilée et que l’information a été communiquée aux travailleurs pour les sensibiliser afin d’éviter que la situation ne se reproduise.

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2. Mesures de rendement de la sûreté

2.1 Formation et compétences

Notes d’orientation

Les employés sont le meilleur atout d’une société en matière de sûreté; tout le personnel doit connaître le programme de gestion de la sûreté de la société, ainsi que le rôle et les responsabilités de chacun dans ce programme. Aux fins de la présente mesure, on recueille des données sur le programme de formation des sociétés en matière de sûreté.

Les renseignements recueillis dans cette mesure ne devraient pas comprendre de données sur le processus de sensibilisation de la société à la sûreté. La Régie reconnaît que les initiatives de sensibilisation à la sûreté (sous forme d’affiches, de bulletins ou d’avis dans l’intranet de la société, etc.) constituent des éléments de choix dans l’ensemble de son programme de gestion de la sûreté. Il reste que ces initiatives de sensibilisation ne doivent pas remplacer le besoin de former chaque employé.

Le paragraphe 6.5(1) du RPT indique qu’une société est tenue, dans le cadre de son programme de gestion :

  1. (j) d’établir et de mettre en œuvre un processus pour établir les compétences requises et élaborer des programmes de formation à l’intention des employés et de toute autre personne travaillant en collaboration avec la compagnie ou pour le compte de celle-ci afin de leur permettre de s’acquitter de leurs tâches en toute sécurité et de manière à assurer la sécurité et la sûreté du pipeline et la protection de l’environnement;
  2. (k) d’établir et de mettre en œuvre un processus pour s’assurer que les employés et toute autre personne travaillant en collaboration avec la compagnie ou pour le compte de celle-ci sont formés et compétents et pour les superviser afin qu’ils puissent s’acquitter de leurs tâches en toute sécurité et de manière à assurer la sécurité et la sûreté du pipeline et la protection de l’environnement.

Figure 2.1 : Nombre moyen d’employés devant suivre une formation sur la sûreté et dont la formation est à jour (nombre par réseau pipelinier)

Figure 2.1 : Nombre moyen d’employés dont la formation sur la sûreté est à jour ou qui doivent suivre une telle formation (nombre par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’employés de la société ayant une formation à jour sur la sûreté comparativement au nombre moyen de ceux pour lesquels une telle formation est nécessaire. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 2.1

Qu’entend-on par « employé d’une société »?

La présente mesure s’applique à tous les employés d’une société. Cela inclut les employés dont le travail concerne l’état normal, anormal ou perturbé des pipelines réglementés par la Régie. Elle s’applique également aux employés qui travaillent au même endroit, mais ne sont pas directement concernés par les pipelines réglementés par la Régie.

Le système de gestion de la société devrait indiquer les consultants et entrepreneurs, le cas échéant, qui ont besoin d’une formation sur la sûreté. Cette mesure vise également ces consultants et entrepreneurs.

L’alinéa 6.5(1)l) du RPT impose à une société d’établir et de mettre en œuvre un processus pour informer les employés et toute autre personne travaillant en collaboration avec la société ou pour le compte de celle-ci de leurs responsabilités.

L’alinéa 6.5(1)q) du RPT énonce l’obligation pour une société d’établir et de mettre en œuvre un processus pour coordonner et contrôler les activités opérationnelles des employés et de toute autre personne travaillant en collaboration avec la société ou pour le compte de celle-ci afin que chacun soit au courant des activités des autres.

Qu’entend-on par « formation à jour sur la sûreté »?

Il y a formation à jour sur la sûreté lorsque, à la fin de la période visée par le rapport, un employé a reçu la formation imposée par le programme de formation en matière de sûreté de la société. Ce programme définira le degré de formation dont chaque employé a besoin et le laps de temps entre la formation initiale et la formation de suivi.

À l’article 8.3.2 de la norme CSA Z246.1, Gestion de la sûreté des installations liées à l'industrie du pétrole et du gaz naturel, on recommande une reprise de la formation aux 24 mois. On s’attend à ce que les sociétés définissent dans leur système de gestion l’échéance de reprise de la formation de suivi en fonction des besoins de formation en matière de sûreté.

Le type et l’étendue de la formation peuvent varier selon le poste occupé par un employé au sein de l’entreprise et son lieu de travail. Par exemple, un employé travaillant dans une entreprise peut recevoir de la formation sur la manutention du courrier ou les mesures de protection des renseignements. Par contre, le personnel d’exploitation sur le terrain serait plutôt formé sur les activités suspectes et la photographie ou sur la détection et la manipulation des colis suspects. Enfin, les employés dont les fonctions sont liées à la sûreté pourraient recevoir une formation plus poussée sur la documentation, le signalement et la gestion des incidents liés à la sûreté.

La formation sur la sûreté est une activité structurée d’apprentissage à laquelle se rattache une méthode d’évaluation des compétences du participant. Voici quelques exemples.

  • Un module informatique avec épreuve ou examen;
  • Une formation assurée par un moniteur avec épreuve ou examen.

Pour cette mesure de rendement, les sociétés ne doivent pas nécessairement préciser le type de formation sur la sûreté donnée aux employés. Toutefois, on s’attend à ce qu’elles disposent d’un mécanisme interne pour recueillir cette information avec les autres mesures de rendement en matière de sûreté pour le rapport annuel qu’exige le paragraphe 6.6(1) du RPT. Cela sera vérifié par la Régie dans le cadre de ses activités de vérification de la conformité.

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3. Mesures de rendement de la gestion des urgences

3.1 Exercices d’intervention d’urgence

Notes d’orientation

La présente mesure vise à recueillir des renseignements sur l’état de préparation des sociétés appelées à atténuer les dangers et les risques liés aux interventions en cas d’urgence. Les alinéas 6.5(1)f), t) et u) du RPT orientent les processus du système de gestion qui sont nécessaires à ces mesures d’atténuation. Les données à l’égard des différentes catégories d’exercices propres à cette mesure ne doivent pas être amalgamées dans le rapport.

Figure 3.1 : Nombre moyen d’exercices d’intervention d’urgence prévus et menés (exercices par réseau pipelinier)

Figure 3.1 : Nombre moyen d’exercices d’intervention d’urgence prévus et menés (exercices par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’exercices d’intervention en cas d’urgence menés en tout et celui dans le cadre précis d’exercices d’entraînement, d’exercices sur table, d’exercices fonctionnels et d’exercices à grand déploiement. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 3.1

Qu’entend-on par « exercices d’intervention d’urgence »?

Pour ces mesures de rendement, les exercices d’intervention d’urgence sont définis comme suit :

  • Exercices d’entraînement – activités supervisées permettant de vérifier une opération ou une fonction déterminée. Les exercices d’entraînement servent communément à former à l’utilisation d’un nouvel équipement, à faire l’essai de nouvelles marches à suivre, à permettre d’exercer et de maintenir des compétences ou à préparer des exercices plus complexes. Aux fins de cette mesure, on exclut les exercices de repérage de travailleurs en détresse et ceux d’évacuation en cas d’incendie, qu’on ne doit donc pas déclarer ici.
  • Exercices sur table : analyses animées d’une situation d’urgence dans un environnement détendu. Ils visent à favoriser une discussion constructive pendant que les participants examinent et résolvent des problèmes à partir de plans opérationnels déjà en place. Ils permettent aussi de relever les aspects de ces plans qui doivent être modifiés.
  • Exercices fonctionnels – activités menées par un ou plusieurs organismes qui visent à évaluer des capacités et des fonctions multiples en simulation, c’est-à-dire sans déplacement de personnes ni de matériel vers un site réel. Ils sont conçus pour évaluer la gestion de centres d’urgence, de postes de commandement et de quartiers généraux.
  • Exercices à grand déploiement – activités menées par plusieurs organismes ou administrations qui requièrent la mobilisation et le déplacement véritable de personnel, d’équipement et de ressources, comme si un incident s’était réellement produit.

Les sociétés peuvent faire rapport d’un incident réel comme s’il s’agissait d’un exercice lorsque cet incident répond aux mêmes objectifs que l’exercice planifié, qu’il se déroule dans la région où un exercice était prévu et qu’une méthodologie appropriée est utilisée.

Quelle est la différence entre un exercice d’entraînement et un exercice fonctionnel?

Un exercice d’entraînement vise une seule fonction alors que celui de nature fonctionnelle en vise une pluralité. Dans le premier cas, on déploie réellement des ressources et du personnel alors que dans le second, tout se fait en simulation.

3.2 Communication

Notes d’orientation

L’article 33 du RPT prévoit que la société doit entrer et demeurer en communication avec les organismes qui peuvent devoir intervenir en cas d’urgence. L’article 34 précise que la société doit prendre toutes les mesures raisonnables pour informer toutes les personnes qui peuvent être associées à une activité d’intervention d’urgence sur le pipeline des pratiques et marches à suivre en vigueur. L’article 32 exige que l’information fournie par une société soit conforme aux dispositions de son manuel des mesures d’urgence.

Lorsque survient une situation d’urgence, on peut avoir besoin de l’aide de divers premiers intervenants (pompiers, policiers, personnel médical, etc.), ainsi que d’autres personnes. Il est essentiel, pour la protection de tous, que préalablement à toute situation d’urgence, on connaisse les dangers possibles et les rôles respectifs des employés de la société, des premiers intervenants et des autres parties.

Figure 3.2 : Nombre moyen d’activités de liaison liées à la gestion des urgences prévues et menées (activités par réseau pipelinier)

Figure 3.2 : Nombre moyen d’activités de liaison liées à la gestion des urgences prévues et menées (activités par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’activités de liaison effectuées et le nombre moyen prévus. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 3.2

Qu’entend-on par « parties »?

Les parties comprennent notamment la police, le service des incendies, les services médicaux d’urgence et tous les autres organismes compétents (services de secours mutuels, entrepreneurs, coopératives antidéversements, ministères et organismes gouvernementaux [Régie, Bureau de la sécurité des transports, etc.], groupes autochtones s’il y a lieu et autres personnes pouvant être associées à une activité d’intervention d’urgence sur un pipeline ou à proximité d’un pipeline).

Qu’entend-on par « activités de liaison »?

Une activité de liaison est un échange d’information pour une concertation et une collaboration avec les parties à une intervention. Voici des exemples de renseignements relevant d’un tel échange :

  • nature et emplacement des installations d’une société;
  • ensemble des produits dangereux pouvant être transportés dans un pipeline ou stockés en grande quantité dans les installations d’une société;
  • rôles clés du personnel et des organismes associés à une intervention d’urgence;
  • capacités d’intervention (personnes, équipement, etc.);
  • marches à suivre et pratiques d’intervention selon ce que prévoit le manuel des mesures d’urgence.

Voici des activités de liaison pouvant être déclarées aux fins de la présente mesure : réunions, conversations téléphoniques, séances d’information, présentations, entre autres. Si plusieurs parties sont associées à une activité de liaison intégrée, chacune peut être considérée comme une activité de liaison distincte ici.

3.3 Formation et compétences

Notes d’orientation

L’article 46 du RPT prévoit qu’une société doit établir et mettre en œuvre un programme de formation pour ceux de ses employés qui participent directement à l’exploitation du pipeline. Il exige de ce programme qu’il informe les employés des mesures d’urgence énoncées dans le manuel pertinent et du mode de fonctionnement de tout l’équipement qu’ils sont raisonnablement susceptibles d’utiliser.

De plus, le manuel des mesures d’urgence devrait indiquer les rôles et responsabilités des employés de la société comme des entrepreneurs. Les employés et le personnel des entrepreneurs dont il est question dans la mesure sont ceux qui ont un rôle à jouer d’après le manuel en question.

Figure 3.3 : Nombre moyen d’employés et d’entrepreneurs devant jouer un rôle et assumer une responsabilité en cas d’urgence et dont la formation en lien avec ce rôle et cette responsabilité est à jour (nombre par réseau pipelinier)

Figure 3.3 : Nombre moyen d’employés et d’entrepreneurs devant jouer un rôle et assumer une responsabilité en cas d’urgence et dont la formation en lien avec ce rôle et cette responsabilité est à jour (nombre par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’employés de la société et d’entrepreneurs ayant un rôle ou une responsabilité lors d’une urgence par rapport au nombre moyen ayant une formation à jour pour s’acquitter des tâches prévues dans de telles situations. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 3.3

Comment un entrepreneur s’acquitte-t-il du rôle prévu à son intention dans le manuel des mesures d’urgence?

Souvent, les entrepreneurs assument le rôle de la société en intervenant en son nom ou en exerçant une fonction critique de commandement. Aux fins de cette mesure, ils sont alors considérés comme équivalent au personnel de la société. Les entrepreneurs qui satisfont aux exigences contractuelles d’équipement ou de fournitures « selon les besoins » ne sont pas visés par cette mesure.

Qu’entend-on par « personnes formées »?

Il s’agit des employés ayant reçu la formation sur les mesures d’urgence exposées dans le manuel ou les plans d’intervention pertinents et sur l’utilisation de tout l’équipement qu’ils peuvent raisonnablement être appelés à utiliser.

Les employés et les entrepreneurs travaillant pour une société le 31 décembre de l’année où les mesures font l’objet d’un rapport doivent être comptés comme ayant été formés aux fins de cette mesure. Ceux qui ont été formés plus tôt dans l’année civile mais qui ne sont plus au service de la société doivent être exclus, tout comme les personnes qui fournissent des services contractuels « selon les besoins ».

Qu’entend-on par « formation à jour »?

On parle de formation à jour si, à la fin de l’année visée par le rapport, les employés ou les entrepreneurs ont suivi la formation requise. Les exigences de formation pour les rôles et responsabilités devraient figurer dans un programme précis, un système de gestion de la société ou son programme de gestion des urgences. Les processus correspondants devraient indiquer la fréquence de la formation et les employés doivent satisfaire aux exigences minimales qui y sont précisées.

À la fin de la période visée par le rapport, les registres de formation de tous les employés et du personnel des entrepreneurs seront évalués afin de déterminer si la formation correspond aux exigences de l’entreprise. Il est possible que les nouveaux employés n’aient pas reçu toute la formation nécessaire avant la fin de l’année civile, mais l’information dans le rapport doit englober tout le personnel qui n’a pas encore reçu toute la formation, embauché récemment ou non.

3.4 Coordination des activités opérationnelles

Figure 3.4 : Nombre moyen d’employés et d’entrepreneurs devant jouer un rôle et assumer une responsabilité en cas d’urgence et suivant une formation en lien avec ce rôle et cette responsabilité (nombre par réseau pipelinier)

Figure 3.4 : Nombre moyen d’employés et d’entrepreneurs devant jouer un rôle et assumer une responsabilité en cas d’urgence et suivant une formation en lien avec ce rôle et cette responsabilité (nombre par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’employés de la société et d’entrepreneurs ayant participé à des exercices d’intervention en cas d’urgence ou autres en regard du nombre moyen de ceux requis dans de telles situations. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 3.4

Qu’entend-on par « exercices d’intervention d’urgence »?

Les exercices d’intervention d’urgence et leur fréquence sont abordés dans la mesure de rendement no 1 sur leur gestion.

Qu’entend-on par « rôles et responsabilités »?

Le manuel des mesures d’urgence devrait indiquer les rôles ou responsabilités des employés de la société et des entrepreneurs dont elle retient les services. Les employés et les entrepreneurs dont il est question dans la mesure sont ceux qui ont un rôle à jouer d’après le manuel des mesures d’urgence.

Si un employé à qui l’on a confié un rôle prévu dans le manuel précité a participé à plusieurs exercices, on ne doit le compter qu’une seule fois.

Qu’entend-on par « entrepreneur »?

Aux fins de cette mesure, ce n’est pas un employé mais un entrepreneur qui joue un rôle d’intervention d’urgence ou exerce une fonction critique de commandement au nom de la société. Il doit alors jouer ce rôle à plein temps et être intégré au plan de formation de la société (comme s’il s’agissait d’un employé). Les entrepreneurs qui satisfont aux exigences contractuelles d’équipement ou de fournitures « selon les besoins » ne sont pas visés par cette mesure.

Qu’en est-il des employés qui participent à un exercice aux États-Unis?

L’emplacement géographique d’un exercice n’empêche pas de l’inclure dans le rapport si les conditions sont semblables à celles qui prévalent le long du pipeline de la société. Néanmoins, des exercices devraient être effectués au Canada autant que possible pour vérifier l’intégration avec les organismes canadiens.

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4. Mesures de rendement de la gestion de l’intégrité

4.1 État du pipeline

Notes d’orientation

La présente mesure fournit des données d’évaluation de l’efficacité d’un programme de gestion de l’intégrité, conformément à l’alinéa 6.5(1)u) du RPT. Le programme d’une société en la matière devrait indiquer les activités, les méthodes de collecte de l’information, les données obtenues et les mesures d’atténuation. Le nombre réel de défectuosités décelées sur le terrain et confirmées par une enquête sur le terrain par rapport au nombre d’anomalies décelées par inspection interne pour enquête sur le terrain constitue une mesure avancée de l’efficacité d'un tel programme. On s’attend à ce que toutes les défectuosités décelées et vérifiées sur le terrain soient réparées ou atténuées.

Compte tenu des délais d’exécution, de l’approbation des permis, des contraintes météorologiques et d’autres facteurs du genre, il est possible que la détection d’une anomalie sur le terrain ne se fasse pas dans la même année de déclaration que l’inspection interne. Ne devraient figurer dans le rapport que les données de la détection sur le terrain (les données d’un examen non destructif [« END »], par exemple) qui ont été obtenues dans l’année visée par le rapport.

Figure 4.1 : Nombre moyen d’anomalies décelées pour enquête sur le terrain et d’anomalies décelées constituant des défectuosités qui ont été réparées (nombre par réseau pipelinier)

Figure 4.1 : Nombre moyen d’anomalies décelées pour enquête sur le terrain et d’anomalies décelées constituant des défectuosités qui ont été réparées (nombre par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’anomalies décelées par inspection interne pour enquête sur le terrain en regard de celui constituant des défectuosités après inspection qui ont été réparées de façon permanente ou temporaire, sinon atténuées par une réduction de pression dans les cas de dégradation du métal, bosselures et fissures d’une profondeur dépassant 40 % de l’épaisseur nominale de la paroi. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 4.1

Qu’est-ce qu’une anomalie décelée à l’inspection interne?

Il s’agit d’une anomalie non examinée des matériaux ou des soudures des canalisations qui est décelée ou signalée par une inspection interne.

Qu’entend-on par « dégradation du métal »?

C’est une perte d’épaisseur de la paroi par corrosion, rainures ou sillons. Ces défectuosités doivent être signalées conformément à l’article 10.10.2.7 (corrosion) et à l’article 10.10.3 (rainures et sillons) de la norme CSA Z662.

Qu’entend-on par « bosselure »?

Une bosselure est une défectuosité décrite à l’article 10.10.4.2 de la norme CSA Z662.

Qu’entend-on par « fissures »?

Les fissures comprennent les fissurations d’origine mécanique et éco-assistées (p. ex., fissuration par corrosion sous contrainte, ou FCSC, ou par fatigue-corrosion) dans le corps de la canalisation ou les soudures continues et circulaires, suivant la définition donnée à l’annexe H de la norme CSA-Z662.

En ce qui concerne les fissures et les signalements découlant d’une inspection interne, la société doit indiquer comment elle réglera la situation dans chaque cas. Divers termes sont employés pour signaler la présence de fissures : anomalies s’apparentant à une fissure, fêlures, anomalies dans la soudure continue. Cette catégorie comprend toute autre anomalie linéaire assimilable à une fissure aux fins de la présente mesure.

Pourquoi réparer les fissures excédant le seuil de 40 % de l’épaisseur de la paroi?

Toutes les fissures, peu importe la longueur ou la profondeur, sont considérées comme des défectuosités d’après la norme CSA Z662. Cependant, les techniques d’inspection interne ne permettent pas nécessairement de mesurer avec précision les fissures dont la profondeur dépasse 40 % de l’épaisseur nominale de la paroi. Les sociétés doivent donc faire un examen plus approfondi de toutes les fissures dont la profondeur dépasse 40 % de l’épaisseur nominale de la paroi en vue de les réparer ou de les atténuer.

Comment les fissures devraient-elles être mesurées?

La profondeur et la longueur des signes de fissure peuvent être déterminées par les méthodes suivantes : polissage, END, inspection interne ou une combinaison de ces techniques. Le degré d’incertitude de chaque méthode doit être pris en considération au moment de sélectionner les anomalies devant faire l’objet d’une enquête sur le terrain (voir la norme CSA Z662, annexe D).

Que faire si un réseau de fissures est découvert?

S’il s’agit de fissures en réseau (p. ex. FCSC), la société doit signaler tous les signes de fissure ayant une profondeur dépassant 40 % de l’épaisseur nominale de la paroi.

Ce signalement remplace-t-il le signalement de FCSC importantes?

À l’heure actuelle, ce signalement ne vise pas à remplacer le signalement de FCSC importantes.

Si une évaluation technique est effectuée, faut-il quand même mentionner les défectuosités décelées à la suite d’une inspection interne ou de l’enquête sur le terrain, au même titre que celles qui sont visées par la norme CSA Z662 ou qui excèdent le seuil de 40 %?

Oui. Même si une évaluation technique fournit une analyse de criticité indiquant que l’anomalie ou la défectuosité ne risque pas de nuire à l’intégrité du pipeline dans l’immédiat, il faut la signaler, car elle dépasse les seuils considérés comme acceptables.

Les sociétés doivent également déclarer le nombre d’anomalies ou de défectuosités toujours présentes dans le pipeline et qui excèdent les seuils fixés. Elles peuvent donner des éclaircissements sur toute autre mesure prise ou prévue dans le rapport.

Que contient le rapport d’une société s’il n’y a pas eu d’enquête sur le terrain ni de mesures de réparation ou d’atténuation?

Si une société n’a pas fait d’enquête sur le terrain ni pris de mesures de réparation ou d’atténuation d’une anomalie ou si aucune défectuosité n’a été vérifiée sur le terrain, le rapport doit porter la mention « néant » aux fins de la présente mesure. Les sociétés ne devraient déclarer que les activités effectives de vérification sur le terrain.

En quoi consistent les réparations permanentes ou temporaires?

Les défectuosités peuvent être réparées de façon temporaire ou permanente. Les réparations temporaires et permanentes sont décrites à l’article 10.12 et au tableau 10.1, respectivement, de la norme CSA Z662.

Qu’est-ce qu’une défectuosité atténuée par une réduction de pression?

Une défectuosité atténuée par une réduction de pression est une défectuosité décelée sur le terrain qui fait l’objet d’une atténuation par réduction de pression (en vue de rétablir le coefficient de sûreté conformément à la norme CSA Z662). S’il y a réduction de pression comme double mesure de réparation et d’atténuation d’une même défectuosité, la défectuosité en question est déclarée pour la mesure de rendement de la gestion de l’intégrité no 1.

Si plusieurs réparations ou mesures d’atténuation sont appliquées à une défectuosité complexe, le rapport doit indiquer le nombre d’anomalies réparées ou atténuées constituant la défectuosité complexe. Par exemple, si la société remplace des tubes pour éliminer une bosselure fissurée, le rapport indiquerait deux anomalies réparées.

4.2 Inspection de l’équipement

Notes d’orientation

Cette mesure vise à suivre l’exécution des inspections prévues d’intégrité des installations de manière à prévenir tout préjudice pour les employés, le public et l’environnement. Elle découle de l’alinéa 6.5(1)u) du RPT qui impose un processus d’inspection dans le cadre du programme de gestion de l’intégrité.

Figure 4.2.1 : Moyenne des inspections de réservoirs prévues par rapport à celles menées

Figure 4.2.1 : Moyenne des inspections de réservoirs prévues par rapport à celles menées

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen de réservoirs et de vannes de canalisation principale par rapport au nombre d’inspections effectuées, tant pour les inspections courantes du personnel que pour celles d’entretien certifiées. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 4.2

Figure 4.2.2 : Moyenne des inspections de vannes de canalisation principale prévues par rapport à celles menées

Figure 4.2.2 : Moyenne des inspections de vannes de canalisation principale prévues par rapport à celles menées

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen de réservoirs et de vannes de canalisation principale par rapport au nombre d’inspections effectuées, tant pour les inspections courantes du personnel que pour celles d’entretien certifiées. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 4.2

Qu’entend-on par « installation »?

Aux fins de cette mesure, les stations de pompage, de compression et de comptage, les enceintes de vannes de sectionnement de canalisation principale, les parcs de réservoirs ou les gares de lancement et de réception de racleurs font partie des installations. Cette définition devrait correspondre à celle qui figure dans la norme CSA Z662.

Faut-il inspecter tous les réservoirs et toutes les vannes de canalisation principale?

Tous les réservoirs et toutes les vannes de canalisation principale utilisables qui n’ont pas été officiellement mis hors service, désaffectés ou abandonnés devraient être inspectés.

Quels réservoirs sont visés?

Les sociétés doivent inclure tous les réservoirs (voir l’article 4.15 de la norme CSA Z662) faisant partie de l’installation ou du réseau pipelinier qui n’ont pas été officiellement mis hors service, désaffectés ou abandonnés. Cela comprend les réservoirs collecteurs des laboratoires.

Qu’entend-on par « vanne de canalisation principale »?

Il s’agit des vannes de sectionnement définies dans la norme CSA Z662. L’article 4.4.3 de celle-ci précise où ces vannes peuvent être installées. Elles se trouvent généralement entre de grandes sections de pipeline et peuvent interrompre le débit dans une section donnée.

Qu’entend-on par « inspection prévue »?

Aux fins de cette mesure, il s’agit d’une inspection prévue à l’origine (pour l’année visée par le rapport) ou ajoutée par la suite (pendant la même année). Cela ne comprend toutefois pas les inspections correctives (en suivi), sauf si elles sont déjà prévues au début de l’année visée par le rapport. Ainsi, le nombre d’inspections menées ne devrait pas dépasser le nombre prévu.

Qu’est-ce qu’une inspection?

Une inspection normalement prise en compte aux fins de cette mesure est prévue dans une des catégories suivantes :

  1. inspections périodiques par le personnel (quotidiennes ou mensuelles, par exemple);
  2. inspections par des personnes dûment accréditées (suivant un calendrier d’entretien qui peut ou non être lié à une norme imposée).

La société doit déclarer à tout le moins le nombre d’inspections prévues et menées conformément à la norme CSA Z662 (articles 10.9.2.1, 10.9.3.1 et 10.9.6.2). Celles par des personnes dûment accréditées se feraient en application de toute norme à laquelle cette dernière renvoie (API-653 de l’American Petroleum Institute pour les réservoirs hors sol, par exemple). Les inspections d’une vanne doivent inclure celles sur son fonctionnement partiel.

L’inspection de réservoirs souterrains doit englober les systèmes de détection de fuites et suivre la norme 326 de la National Fire Protection Association, Standard for the Safeguarding of Tanks and Containers for Entry, Cleaning, or Repair, ainsi que la norme 631 de la National Leak Prevention Association, Entry, Cleaning, Interior Inspection, Repair, and Lining of Underground Storage Tanks.

4.3 Inspection de la tuyauterie des installations

Notes d’orientation

Cette mesure vise à suivre l’exécution des inspections prévues d’intégrité des installations de manière à prévenir tout préjudice pour les employés, le public et l’environnement. Elle découle de l’alinéa 6.5(1)u) du RPT, qui prévoit un processus d’inspection dans le cadre du programme de gestion de l’intégrité.

Figure 4.3 : Nombre moyen d’inspections de la tuyauterie des installations prévues et menées (inspections par réseau pipelinier)

Figure 4.3 : Nombre moyen d’inspections de la tuyauterie des installations prévues et menées (inspections par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen de stations de pompage de liquides ou de compression de gaz où une inspection de la tuyauterie a été effectuée en regard du nombre moyen où une telle inspection était prévue, tant pour les inspections courantes du personnel que pour celles d’entretien certifiées. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 4.3

Qu’entend-on par « inspection prévue »?

Aux fins de cette mesure, il s’agit d’une inspection prévue à l’origine (pour l’année visée par le rapport) ou ajoutée par la suite (pendant la même année). Cela ne comprend toutefois pas les inspections correctives (en suivi), sauf si elles sont déjà prévues au début de l’année visée par le rapport.

Qu’est-ce qu’une « inspection de la tuyauterie »?

Pour être adéquat et efficace, le programme de gestion de l’intégrité devrait préciser que l’inspection de la tuyauterie est proportionnelle aux dangers (voir la norme API 570 mentionnée dans la norme CSA Z662). Il peut s’agir d’inspections visuelles, d’essais non destructifs ou sous pression, de vérifications de la protection cathodique ou autres. Les inspections d’entretien par des personnes dûment accréditées se font conformément à un calendrier détaillé suivant une norme comme celle de l’API. Dans le rapport sur cette mesure de rendement, on doit tenir compte de toute la tuyauterie hors sol et souterraine des installations qui assurent le transport d’un produit.

4.4 Efficacité de l’inspection des installations

Notes d’orientation

Cette mesure vise à assurer le suivi du nombre d’incidents dans des installations de liquides et de gaz et à faire une comparaison avec le nombre d’installations.

Figure 4.4 : Nombre moyen d’incidents à signaler aux installations (nombre par réseau pipelinier)

Figure 4.4 : Nombre moyen d’incidents à signaler aux installations (nombre par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’incidents à déclaration obligatoire par rapport au nombre moyen d’installations de liquides et de gaz. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 4.4

Qu’entend-on par « incidents à signaler »?

Un incident à signaler correspond à la définition d’incident contenue dans le RPT. Les exigences applicables sont énoncées à l’article 52.

Qu’entend-on par « installations de service de liquides »?

Les installations de liquides sont hors-sol ou souterraines et comprennent les stations de pompage et de comptage, les vannes de sectionnement de canalisation principale, les parcs de réservoirs, les terminaux et les gares de lancement et de réception de racleurs.

Qu’entend-on par « installations gazières »?

Les installations de gaz sont hors sol ou souterraines et comprennent les stations de compression et de comptage, les vannes de sectionnement de canalisation principale et les gares de lancement et de réception de racleurs.

4.5 Évaluation des dangers relatifs aux pipelines

Notes d’orientation

La présente mesure vise à suivre l’exécution des inspections prévues d’intégrité de pipeline de manière à prévenir tout préjudice au public et à l’environnement. Elle relève de l’alinéa 6.5(1)u) du RPT, qui impose un processus de surveillance des installations.

Figure 4.5 : Nombre moyen de kilomètres de pipelines évalués pour déceler les dangers potentiels (kilomètres par réseau pipelinier)

Figure 4.5 : Nombre moyen de kilomètres de pipelines évalués pour déceler les dangers potentiels (kilomètres par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen de kilomètres de pipelines ayant fait l’objet d’une évaluation des dangers en matière d’intégrité par rapport au nombre moyen de pipelines vulnérables à un tel danger avant toute forme de mesures d’atténuation, qu’il s’agisse de dégradation du métal, de fissuration, d’interférences extérieures, de problèmes de fabrication ou d’interférences géotechniques et météorologiques. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 4.5

Comment les sociétés font-elles rapport de cette mesure de rendement?

Les sociétés doivent présenter cette mesure d’après les rapports d’évaluation des risques pour l’intégrité qui ont été reçus au cours de l’année visée. La méthode d’évaluation des risques doit être précisée pour chaque danger et, si une inspection interne est menée, la conclusion doit être consignée et figurer dans le rapport.

Qu’entend-on par « danger en matière d’intégrité »?

Un danger en matière d’intégrité est l’un ou l’autre des cinq dangers en matière d’intégrité dans la mesure que l’on retrouve lors de travaux d’excavation ou d’évaluations de l’intégrité. Une section peut comporter plusieurs dangers recensés pour l’intégrité du pipeline. Chaque danger est évalué en fonction de plusieurs mesures peu importe le nombre et la gravité. L’article 2.6.1 de l’annexe H de la norme CSA Z662 décrit les dangers en matière de principales causes de défaillance aux pipelines.

Qu’entend-on par « vulnérabilité à un danger »?

Un pipeline est considéré comme vulnérable à un danger à moins que l’on démontre (par une inspection interne, des fouilles exploratoires, etc.) que la probabilité de ce danger est négligeable.

En quoi consiste l’évaluation des dangers pour l’intégrité d’un pipeline?

Une évaluation de danger pour l’intégrité d’un pipeline est :

  • menée pour chaque danger en question. Il peut donc y avoir plusieurs mesures selon le nombre de dangers pour un pipeline;
  • validée par les données de l’inspection interne, un essai hydrostatique ou un examen direct.

L’évaluation des dangers pour l’intégrité des pipelines doit tenir compte des dossiers concernant la fabrication, la construction, les essais, l’exploitation et l’entretien (pressions d’exploitation, réparations, taux de croissance, incidents, etc.) ainsi que de la surveillance.

Qu’est-ce qui doit figurer dans le rapport en cas d’interférences extérieures?

La possibilité d’interférences extérieures par des activités non autorisées sur les emprises existe pour tous les tronçons d’un pipeline. Dans ce cas, le danger se limite à l’épaisseur de la couverture au-dessus du pipeline si elle est inférieure à l’épaisseur nominale, ce que permettent de déterminer des levés sur le terrain.

4.6 Interruptions d’exploitation pour contrôle des dangers

Notes d’orientation

Il ne s’agit pas d’une mesure avancée mais plutôt tardive. Cette mesure évalue le nombre d’interruptions d’exploitation visant la protection du public et de l’environnement.

Figure 4.6 : Nombre moyen d’interruptions d’exploitation d’un pipeline ou d’une installation pour contrôle des risques (interruptions par réseau pipelinier)

Figure 4.6: 4.6 : Nombre moyen d’interruptions d’exploitation d’un pipeline ou d’une installation pour contrôle des risques (interruptions par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’interruptions d’exploitation d’un tronçon pipelinier ou d’une installation pour protéger le public, les biens ou l’environnement en raison d’une situation d’urgence, de la prise de mesures de précaution ou de réparations, prévues ou non. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 4.6

Qu’entend-on par « installation »?

Aux fins de cette mesure, une interruption peut porter sur un tronçon pipelinier, mais aussi sur une station de pompage ou de compression de même que sur un parc de réservoirs. Les usines de traitement ne font pas partie des installations.

Qu’entend-on par « interruption d’urgence »?

Une interruption d’urgence a lieu à cause des facteurs suivants : surpression, gaz non conforme, conditions géotechniques ou météorologiques, rejet d’un produit. Pour être considérée comme urgente, l’interruption doit survenir dans les cinq jours suivant la découverte de la situation.

Qu’est-ce qu’une « interruption préventive » (c.-à-d. une fausse alarme)?

Une interruption préventive (c.-à-d. fausse alarme) peut avoir lieu lorsque les préposés à la salle de commande arrêtent le système par prévoyance (en application des marches à suivre approuvées), étant dans l’incapacité de découvrir la cause de diverses alarmes dans le réseau. Cela pourrait aussi survenir à la suite d’appels au numéro d’urgence (avant tout suivi permettant aux employés de la société de juger s’il s’agit d’une fausse alarme).

Qu’est-ce qu’une « réparation imprévue »?

Une réparation imprévue est une réparation jugée nécessaire entre six jours et 12 semaines après une activité d’exploitation ou d’entretien (fouille exploratoire, par exemple). On doit avoir jugé que cette réparation imprévue était nécessaire à la suite de cette activité d’exploitation ou d’entretien. La décision quant à l’exécution de réparations doit être fondée sur les renseignements obtenus au moment de l’activité.

Qu’entend-on par « test d’intégrité, réparation ou entretien planifiés »?

Il s’agit d’une activité prévue qui devrait figurer dans le programme de gestion de l’intégrité pour l’année visée par le rapport. Il peut également s’agir d’une interruption d’exploitation planifiée plus de 12 semaines à l’avance.

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5. Mesures de rendement de la protection environnementale

5.1 Formation sur le programme

Notes d’orientation

La présente mesure vise à recueillir des renseignements sur les employés à former dans le cadre du programme de protection environnementale et à établir si les intéressés ont eu droit à un niveau adéquat de formation.

Les renseignements recueillis dans cette mesure ne devraient pas comprendre de données sur le processus de sensibilisation environnementale de la société. Bien que la présente mesure ne vise pas ce type de données, la société se doit de favoriser, tant dans ses bureaux que sur le terrain, la sensibilisation des employés au programme de protection environnementale et à la protection environnementale en général. En dehors de la formation du personnel à prévoir dans le programme de protection environnementale, celui-ci devrait définir un processus et une procédure de conscientisation environnementale dans l’ensemble de la société et dans ses services régionaux et locaux.

Figure 5.1 : Nombre moyen d’employés de la société qui ont suivi une formation sur le programme de protection de l’environnement de la société et d’employés qui doivent suivre une formation dans le cadre de ce programme (employés par réseau pipelinier)

Figure 5.1 : Nombre moyen d’employés de la société qui ont suivi une formation sur le programme de protection de l’environnement de la société et d’employés qui doivent suivre une formation dans le cadre de ce programme (employés par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’employés de la société qui ont été formés dans le cadre du programme de protection environnementale de celle-ci en regard du nombre moyen devant l’être. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 5.1

Qu’est-ce qu’un programme de protection environnementale?

L’article 48 du RPT prévoit qu’une société doit établir, mettre en œuvre et maintenir un programme de protection environnementale qui permet de prévoir, de prévenir, de gérer et d’atténuer les conditions pouvant avoir une incidence négative sur l’environnement. Ce programme doit reposer sur un système de gestion. On trouvera des détails sur les exigences d’un système de gestion aux articles 6.1 à 6.6 du RPT et sur les exigences en matière de vérification interne à l’article 55.

À qui la présente mesure s’applique-t-elle?

La présente mesure vise tous les employés d’une société dont le programme de protection environnementale exige la formation. Le système de gestion de la société doit prévoir un processus de formation et d’établissement des exigences en matière de compétences des employés affectés à des tâches de protection environnementale. De plus, il doit désigner tous les employés chargés de surveiller le personnel ou d’observer les situations où l’environnement peut être touché. Les alinéas 6.5(1)j) et k) définissent les exigences relatives aux processus des programmes de formation, aux compétences requises et aux tâches de supervision.

Qu’entend-on par « employé d’une société »?

Ce sont les employés de la société qui sont concernés par les conditions normales, anormales ou perturbées des pipelines réglementés par la Régie.

Le système de gestion de la société devrait indiquer les consultants et les entrepreneurs qui doivent être formés dans le cadre du programme de protection environnementale comme personnes-ressources de remplacement ou entrepreneurs à titre provisoire. Cette mesure vise également ces consultants et entrepreneurs.

L’alinéa 6.5(1)l) du RPT impose à une société d’établir et de mettre en œuvre un processus pour informer les employés et toute autre personne travaillant en collaboration avec la société ou pour le compte de celle-ci de leurs responsabilités. L’alinéa 6.5(1)q) du RPT énonce l’obligation pour une société d’établir et de mettre en œuvre un processus pour coordonner et contrôler les activités opérationnelles des employés et de toute autre personne travaillant en collaboration avec la société ou pour le compte de celle-ci afin que chacun soit au courant des activités des autres.

Qu’est-ce que la « formation dans le cadre du programme de protection environnementale pour l’ensemble de la société »?

La formation sur le programme de protection environnementale de la société est une activité d’apprentissage structurée à laquelle se rattache une méthode d’évaluation de la compétence acquise. Le degré de formation de chaque employé et les exigences en matière de compétences doivent convenir au niveau de responsabilité et seront définis dans le programme de protection environnementale reposant sur le système de gestion de l’entreprise. Par exemple :

  • le personnel administratif travaillant sur le terrain pourrait devoir suivre une formation sommaire comprenant un questionnaire;
  • les gestionnaires, les professionnels et le personnel technique (construction, exploitation, entretien, etc.) pourraient suivre un module en ligne comprenant un questionnaire;
  • le personnel ayant une responsabilité directe en matière de conformité environnementale, comme les spécialistes ou inspecteurs en environnement, pourrait devoir suivre une formation structurée en classe comprenant un examen.

Quand la formation doit-elle être redonnée?

La formation doit être à jour. Elle le sera si, à la fin de l’année visée par le rapport, les employés ou les entrepreneurs possèdent la formation requise. Cela doit aussi figurer dans le programme de protection environnementale ou le système de gestion. On recommande néanmoins une reprise de la formation dans les cinq ans à cause de l’évolution des pratiques exemplaires de l’industrie et des lois en vigueur.

Comment présente-t-on cette mesure?

Aux fins de la présente mesure, seuls les employés de l’entreprise au 31 décembre de l’année visée par le rapport seront comptés comme ayant reçu la formation indiquée dans le programme de protection environnementale.

5.2 Formation propre au site

Notes d’orientation

La présente mesure vise à recueillir des renseignements sur le degré de formation relative au plan de protection environnementale de la société de manière à prévenir les répercussions sur l’environnement et à prendre les mesures nécessaires en cas de répercussions.

On s’attend à ce que, tant pour les grands projets de construction que pour les petites excavations d’entretien, les employés et les entrepreneurs sur le site soient formés et compétents en ce qui concerne les mesures de protection de l’environnement qui s’appliquent aux tâches qui leur sont assignées.

Pour de plus amples renseignements, prière de se reporter à la mesure de rendement sur la protection environnementale no 1.

Figure 5.2 : Nombre moyen d’employés qui doivent suivre et qui ont suivi une formation sur le plan de protection de l’environnement propre au site (employés par réseau pipelinier)

Figure 5.2 : Nombre moyen d’employés qui doivent suivre et qui ont suivi une formation sur le plan de protection de l’environnement propre au site (employés par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’employés nécessitant et ayant reçu une formation sur le plan de protection environnementale propre à l’installation inspections effectuées et le nombre moyen pour celles de liquides ainsi que de gaz de moyenne ou grande taille. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 5.2

Qu’est-ce qu’un plan de protection environnementale?

Un plan de protection environnementale est un plan propre à un site ou conçu pour un projet de construction de toute taille où des répercussions sont possibles sur l’environnement. Le plan de protection environnementale s’inscrit dans le programme de protection environnementale. Le Guide de dépôt de la Régie renferme de plus amples renseignements à ce sujet.

Quand un plan de protection environnementale est-il requis?

Un plan de protection environnementale est requis pour toute activité de construction, de réparation ou d’entretien d’un pipeline pouvant avoir des répercussions sur l’environnement. Le degré de complexité d’un tel plan est variable. Pour les petites excavations d’entretien, par exemple, le plan de protection environnementale pourrait comporter les méthodes d’exploitation standard que définit le programme de protection environnementale.

5.3 Remise en état des terres agricoles

Notes d’orientation

La présente mesure permet aux sociétés de suivre la remise en état des emprises en milieu de production agricole. La Régie s’attend à ce que, dans les cinq ans, les emprises soient remises dans un état semblable au milieu environnant et conforme à l’utilisation actuelle des terres.

Figure 5.3 : Nombre moyen de kilomètres de terres perturbées et remises en état (kilomètres par réseau pipelinier)

Figure 5.3 : Nombre moyen de kilomètres de terres perturbées et remises en état (kilomètres par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen de kilomètres de terres perturbées et remises en état le long d’emprises réglementées par la Régie ou d’excavations opérationnelles sur des terres agricoles. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 5.3

Avec quelle précision doit-on présenter la longueur des emprises pipelinières remises en état?

La longueur de l’emprise pipelinière remise en état doit être présentée avec une précision de 0,1 km (100 m).

Qu’entend-on par « terre agricole »?

Une terre agricole en est une qui sert actuellement à la culture ou au pâturage. Les cultures en végétation ligneuse (arbres et arbustes fruitiers, etc.) et les prairies naturelles sont exclues, tout comme les réserves d’exploitation agricole sans production démontrée.

Qu’entend-on par « remise en état »?

L’article 21 du RPT et la norme CSA Z662 traitent de la remise en état des lieux.

Aux fins de la présente mesure, il y a remise en état si une emprise est rétablie ou remise dans un état similaire à l’environnement immédiat et conforme à l’utilisation désirée des terres agricoles en question, là où cela peut raisonnablement se faire.

Bien que certaines terres forestières soient désignées comme terres agricoles, on ne s’attend pas à ce que des arbres soient plantés sur les emprises dans ces circonstances, sauf exigence particulière de rétablissement de l’habitat de la faune.

La remise en état de chaussées, de lignes de chemin de fer et de milieux humides sur des terres agricoles que traverse un pipeline est exclue de la présente mesure.

Qu’entend-on par « terre agricole perturbée »?

On considère que le sol d’une emprise située sur une terre agricole a été perturbé quand les activités ont nécessité le remuement du sol. On inclurait les perturbations causées par l’entretien des conduites et la construction de nouveaux pipelines.

Qu’entend-on par « excavations opérationnelles »?

Il s’agit d’une activité d’exploitation ou d’entretien qui perturbe le sol pour permettre une réparation ou une enquête. Cela peut se produire à plusieurs endroits le long d’un pipeline. Chaque activité devrait être consignée et la remise en état à chaque endroit devrait être suivie grâce au système de gestion de la société pour le programme de protection environnementale.

Comment les sociétés font-elles rapport de cette mesure de rendement?

On doit évaluer toutes les emprises qui ont été perturbées cinq ans avant l’année visée par le rapport en regard des engagements pris par la société dans sa demande initiale pour le pipeline et dans son plan de protection environnementale, ainsi qu’en regard du respect des conditions d’approbation et des dispositions du RPT. Ainsi, tout pipeline construit en 2009 ou après devait faire l’objet d’un rapport en 2014. La présente mesure vise les pipelines nouvellement achetés qui sont en construction ou les nouveaux pipelines soumis à une surveillance après construction.

Cette mesure n’est pas rétroactive mais vise à évaluer l’état actuel de la remise en état de l’emprise pour les pipelines sur cinq ans. Les sociétés ne sont donc pas tenues de présenter des rapports pour les pipelines construits avant 2009.

5.4 Résolution des enjeux environnementaux

Notes d’orientation

Cette mesure vise à définir les enjeux environnementaux depuis la remise en état après la construction et à assurer qu’ils sont consignés convenablement aux fins de règlement.

Figure 5.4 : Nombre moyen d’enjeux environnementaux liés à l’exploitation recensés et réglés (nombre par réseau pipelinier)

Figure 5.4 : Nombre moyen d’enjeux environnementaux liés à l’exploitation recensés et réglés (nombre par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’enjeux environnementaux liés à l’exploitation relevés dans le programme ou le plan de protection environnementale qui ont été résolus, comparativement au nombre moyen relevé à l’occasion d’excavations sur une période de cinq ans. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 5.4

Qu’entend-on par « enjeu environnemental lié à l’exploitation »?

Il s’agit d’un déversement ou d’un problème environnemental décelé lors d’activités de surveillance prévues dans le programme ou le plan de protection environnementale de la société. Ces enjeux sont recensés à la suite d’activités de surveillance après construction (il peut s’agir d’un engagement volontaire ou d’une condition de construction imposée par la Régie). Sont exclues les remises en état d’emprises par suite de travaux de construction.

Les enjeux environnementaux liés à l’exploitation peuvent notamment être de l’un des types suivants :

Rendement des sociétés en 2020
Assainissement – contamination résiduelleNote de bas de page 2
  • Élimination de la contamination
  • Confinement de la contamination
  • Pompage et traitement
Érosion
  • Pentes
  • Bermes
  • Dispositifs de drainage et cours d’eau
  • Affaissement du sillon de la tranchée et élévation excessive
Franchissement de cours d’eau
  • Érosion des berges
  • Effondrement des berges
  • Remise en état de l’habitat du poisson
  • Topographie conforme aux environs
  • Remise en état de la végétation riveraine
  • Enlèvement des structures temporaires, comme les ponts ou des clôtures à sédiments
  • Obstacles possibles au passage des poissons
  • Modifications à la géomorphologie des cours d’eau
Sols
  • Mauvais écoulement des eaux
  • Mélange des couches
  • Compactage
Végétation
  • Stratégie de remise en état inadéquate
  • Mauvais mélange de semences
  • Plantes envahissantes et infestation de mauvaises herbes
Contrôle d’accès
  • Dommage ou enlèvement

Qu’entend-on par « réglé »?

Aux fins de cette mesure, cela indique qu’une mesure corrective a été mise en place et qu’au bout d’une période définie, la situation se résorbera conformément à l’engagement pris dans le programme ou le plan de protection environnementale de la société. En d’autres termes, s’il a été décidé de confiner un déversement de pétrole à une propriété appartenant à la société et d’assurer la surveillance jusqu’à ce qu’il y ait assainissement des lieux (p. ex. au moment de la cessation d’exploitation), on peut dire que l’enjeu a été traité aux fins de l’application de cette mesure. Le problème devrait être maîtrisé et ne devrait pas avoir d’autres effets nuisibles sur l’environnement.

Comment les sociétés font-elles rapport de cette mesure de rendement sur cinq ans?

Pour commencer à déclarer, une société doit avoir terminé sa période de surveillance après construction (pour la remise en état) comme elle est définie dans les conditions imposées par la Régie pour le projet ou dans le programme de protection environnementale de la société. Ensuite, elle doit déterminer le nombre d’enjeux environnementaux liés à l’exploitation qui ne sont pas réglés au début d’une année civile. Cela est fait à partir du programme de protection environnementale ou du nombre de dangers répertoriés selon le système de gestion.

  • La première année, tous les enjeux, nouveaux et réglés, sont consignés et font l’objet d’un suivi comme ceux de la liste initiale.
  • La deuxième année, le même processus est appliqué et les résultats de la première année font l’objet d’un rapport.
  • La troisième année, le même processus est repris et les résultats des deux années précédentes font l’objet d’un rapport.
  • On obtient finalement un processus de suivi quinquennal lorsque, par exemple, à la septième année, le rapport vise la période allant de la deuxième à la sixième année.

Cette mesure de rendement permet d’assurer un suivi continu pour dégager des tendances sur le nombre d’enjeux relevés et réglés. Le ratio obtenu à partir des chiffres figurant au rapport est considéré comme une moyenne mobile. Les sociétés devraient utiliser le ratio dans le cadre de leur propre surveillance et analyse de cette mesure.

5.5 Inspections environnementales

Notes d’orientation

La présente mesure vise à assurer des ressources suffisantes pour une protection environnementale maximale pendant la construction grâce à une surveillance appropriée par des inspecteurs qualifiés.

Figure 5.5: Nombre moyen de jours d’inspection par un inspecteur en environnement accrédité et de jours de construction pour les pipelines nouvellement construits (jours par réseau pipelinier)

Figure 5.5 : Nombre moyen de jours d’inspection par un inspecteur en environnement accrédité et de jours de construction pour les pipelines nouvellement construits (jours par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen de journées d’inspection par un inspecteur en environnement qualifié pour les pipelines nouvellement construits et celui de journées de construction pour tous ces pipelines. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 5.5

Qu’est-ce qu’un « jour d’inspection »?

Chaque journée où un inspecteur en environnement qualifié inspecte un emplacement donné constitue un jour d’inspection. Si deux inspecteurs, au même emplacement le même jour, s’intéressent à deux aspects distincts de la construction, il faut inscrire deux jours d’inspection. Sur les grands chantiers où l’envergure du projet requiert la présence de plusieurs inspecteurs, il est possible d’avoir plus de jours d’inspection que de jours de construction.

Qu’est-ce qu’un « inspecteur en environnement qualifié »?

Aux fins de la présente mesure, un inspecteur en environnement qualifié est quelqu’un qui a fait des études postsecondaires dans un domaine pertinent ou qui possède un bagage équivalent (combinaison de formation et d’expérience), qui a démontré sa compétence sur le terrain dans le domaine de la protection de l’environnement et qui a reçu une formation satisfaisante sur le programme et le plan de protection environnementale de la société. Le système de gestion de la société doit fournir de plus amples renseignements sur les qualifications des inspecteurs en environnement.

Qu’entend-on par « pipeline nouvellement construit »?

Cela englobe les pipelines remplacés ou nouvellement construits nécessitant l’approbation de la Régie en vertu des articles 183 et 214 de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie ou l’approbation de l’Office national de l’énergie en vertu des articles 52 et 58 de la Loi sur l’Office national de l’énergie. La construction d’un pipeline comprend le déblaiement du sol et exclut des activités opérationnelles comme les fouilles et les réparations. La présente mesure ne s’applique pas aux stations de pompage, de compression ou de comptage, ni aux dépôts de vannes de sectionnement de canalisation principale, parcs de réservoirs et gares de lancement et de réception de racleurs.

En quoi consiste la période de construction pour cette mesure?

La période de construction va du début des travaux (y compris le déblaiement) jusqu’à la date de mise en service.

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6. Mesures de rendement de la prévention des dommages

6.1 Sensibilisation du public à l’égard des pipelines

Notes d’orientation

La Régie s’attend à ce que la réalisation du programme de prévention des dommages d’une société soit encadrée par un système de gestion. Un tel système comprend ce qui suit :

  1. mesures de rendement permettant d’évaluer l’efficacité avec laquelle la société atteint ses buts, ses objectifs et ses cibles;
  2. processus permettant de définir les dangers et de faire en sorte qu’ils soient atténués ou maîtrisés;
  3. processus de communication externe de renseignements.

Cette mesure de rendement peut servir à orienter la réalisation du programme de prévention des dommages de la société et de son plan de communication externe.

La présente mesure est le moyen pour les sociétés de présenter des statistiques sur les activités non autorisées menées par les groupes les plus susceptibles de demander l’autorisation d’exercer des activités à l’intérieur ou à proximité d’une emprise pipelinière. Les sociétés devraient utiliser ces statistiques afin de connaître les groupes pour lesquels les campagnes de sensibilisation du public sont particulièrement efficaces. Elles devraient aussi indiquer quels groupes ont besoin de plus d’attention (documents d’information, par exemple).

NOTA –Les précédents résumés des données (2013 à 2016) reposaient sur le Règlement de l’Office national de l’énergie sur le croisement de pipe-lines, partie I et partie II. La présente version est basée sur le Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation) et le Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages (obligations des compagnies pipelinières), qui sont entrés en vigueur en juin 2016 et qui introduisent la notion de « remuement du sol » en remplacement de celle de « travaux d’excavation au moyen d’équipement motorisé ».

Figure 6.1 : Nombre moyen d’enjeux environnementaux recensés et réglés (nombre par réseau pipelinier)

Figure 6.1 : Nombre moyen d’enjeux environnementaux recensés et réglés (nombre par réseau pipelinier)

Description du graphique

Ce graphique présente le nombre moyen d’enjeux environnementaux autour d’un pipeline relevés par des entrepreneurs, des municipalités, des propriétaires fonciers ou d’autres parties et qui ont été réglés. Ceci constitue une représentation visuelle de l’information présentée à l’annexe A tableau 6.1

Qu’entend-on par « activité non autorisée »?

Les activités non autorisées qui doivent être signalées dans le cadre de la présente mesure sont les suivantes :

  • construction ou aménagement non autorisé d’une installation au-dessus, au dessous ou le long d’un pipeline;
  • activités occasionnant le remuement du sol dans la zone réglementaire;
  • explosifs dans la zone réglementaire;
  • toute contravention au Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (obligations des compagnies pipelinières), au sens du paragraphe 11(1).Note de bas de page 3

Comment définit-on « autorisation »?

Une autorisation est le consentement écrit accordé par une société pipelinière au propriétaire d’installation ou à l’exécutant de travaux d’excavation pour procéder à la construction ou à l’aménagement d’une installation ou à l’exécution de travaux d’excavation conformément à ce qui est prévu au Règlement de l’Office national de l’énergie sur la prévention des dommages aux pipelines (régime d’autorisation. Par exemple, une autorisation de la société pipelinière est exigée pour ce qui suit :

  • construction ou aménagement d’une installation au-dessus, au-dessous ou le long d’un pipeline existant;
  • activités occasionnant le remuement du sol dans la zone réglementaire;
  • passage, dans certaines circonstances, d’un véhicule ou d’équipement mobile au-dessus d’une emprise, hors de la partie carrossable d’une route ou d’un chemin public.

Comment fait-on rapport de cette mesure?

Cette mesure devrait faire état de la personne qui exerce l’activité physique en question sur l’emprise. Le plus souvent, ce sera l’entrepreneur dont le responsable du projet retient les services (d’ordinaire, ce responsable appartient à une des catégories indiquées pour cette mesure de rendement, une municipalité par exemple).

Si le responsable du projet est une municipalité qui reçoit la permission d’exercer une activité sur une emprise, mais qui a recours à un entrepreneur se livrant à une activité non autorisée, cet entrepreneur devient l’objet de la présente mesure.

Qu’entend-on par « entrepreneur »?

Aux fins de cette mesure, il s’agit d’une entreprise ou d’une personne exécutant des travaux d’excavation et qui est embauchée pour exercer une activité dont l’effet est de remuer le sol. Par extension, il s’agira d’un mandataire, d’une personne liée ou d’un sous-traitant dont l’entrepreneur a retenu les services et qui exerce un contrôle direct sur l’exécutant des travaux d’excavation.

Qu’entend-on par la catégorie « autre »?

Il s’agit notamment de toute entité ou personne qui exerce des activités sur l’emprise d’un pipeline sans appartenir aux catégories des municipalités, entrepreneurs ou propriétaires fonciers. Ce serait normalement un organisme provincial ou fédéral, une société ferroviaire ou un service public.

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Annexe A – Tableaux

1. Mesures de rendement de la gestion de la sécurité

1.1. Inspections de sécurité des installations

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
Nombre total d’inspections d’installations menées par rapport au nombre total d’inspections d’installations prévues.
Type de pipeline Nombre moyen d’installations Inspection des installations Pourcentage
Moyenne prévue Moyenne des inspections
Gaz > 50 km et < 5 000 km 62 204 205 101 %
Gaz > 5 000 km 1 427 228 228 100 %
Liquides > 50 km 67 249 247 99 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’installations Nombre total d’inspections prévues Nombre total d’inspections menées Pourcentage
21 5 459 4 898 4 879 99 %

1.2. Mesures préventives et correctives

Rendement des sociétés en 2020
2020 Rendement des sociétés en 2020
Nombre total de mesures préventives et correctives complétées par rapport au nombre total de ces mesures relevées pour l’année civile dans les cas suivants :

  1. a. exploitation et entretien;
  2. b. construction.
Type de pipeline Mesures de sécurité Pourcentage
Nombre moyen de mesures relevées Nombre moyen de mesures complétées
  1. a. Mesures préventives et correctives visant l’exploitation ou l’entretien
Gaz > 50 km et < 5 000 km 90 72 80 %
Gaz > 5 000 km 1 818 1 418 78 %
Liquides > 50 km 562 511 91 %
  1. b. Mesures préventives et correctives visant la construction
Gaz > 50 km et < 5 000 km 8 5 63 %
Gaz > 5 000 km 309 269 87 %
Liquides > 50 km 145 144 99 %
Réseaux pipeliniers Nombre total de mesures relevées Nombre total de mesures complétées Pourcentage
21 15 447 13 380 87 %
1.3 Quasi-incidents
Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
Nombre total de quasi-incidents soumis à l’examen d’une personne compétente et réglés par rapport au nombre total de quasi-incidents déclarés par :

  1. a. la société pipelinière;
  2. b. les entrepreneurs.
Type de pipeline Quasi-incidents Pourcentage
Nombre moyen de quasi incidents signalés Nombre moyen de quasi-incidents réglés
  1. a. Quasi-incidents de la société pipelinière
Gaz > 50 km et < 5 000 km 4,67 4,67 100 %
Gaz > 5 000 km 40 40 100 %
Liquides > 50 km 43 43 100 %
  1. b. Quasi-incidents mettant en cause un entrepreneur
Gaz > 50 km et < 5 000 km 1 1 100 %
Gaz > 5 000 km 18 18 100 %
Liquides > 50 km 26 26 100 %
Réseaux pipeliniers Nombre total de quasi incidents signalés Nombre total de quasi-incidents réglés Pourcentage
21 1 038 1 037 99,9 %

2. Mesures de rendement de la sûreté

2.1. Formation et compétences

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
Nombre total d’employés d’une société ayant une formation à jour sur la sûreté par rapport au nombre total d’employés de la société.
Type de pipeline Employés avec une formation liée à la sûreté Pourcentage
Nombre moyen d’employés Nombre moyen d’employés formés
Gaz > 50 km et < 5 000 km 201 200 99 %
Gaz > 5 000 km 2 020 1 959 97 %
Liquides > 50 km 611 501 94 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’employés Nombre total d’employés formé Pourcentage
21 14 591 13 080 90 %

3. Mesures de rendement de la gestion des urgences

3.1. Exercices d’intervention d’urgence

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
Nombre total d’exercices d’intervention en cas d’urgence effectués par rapport au nombre total d’exercices prévus dans chacune des catégories suivantesNote de bas de page 4 :

  1. a. exercices d’entraînement;
  2. b. exercices sur table;
  3. c. exercices fonctionnels (en simulation);
  4. d. exercices à grande échelle (en mobilisation).
Type de pipeline Exercices d’intervention en cas d’urgence Pourcentage
Nombre moyen d’exercices prévus Nombre moyen d’inspections effectuées
  1. a. Exercices d’entraînement
Gaz > 50 km et < 5 000 km 0,33 0,33 100 %
Gaz > 5 000 km 0 0 S.O.
Liquides > 50 km 8 7 88 %
  1. b. Exercices sur table
Gaz > 50 km et < 5 000 km 5,8 5,8 100 %
Gaz > 5 000 km 10 10 100 %
Liquides > 50 km 3,7 3,8 103 %
  1. c. Exercices fonctionnels
Gaz > 50 km et < 5 000 km 0,7 0,7 100 %
Gaz > 5 000 km 0 0 S.O.
Liquides > 50 km 0,25 0,33 132 %
  1. d. Exercices à grand déploiement
Gaz > 50 km et < 5 000 km 0,7 0,7 100 %
Gaz > 5 000 km 1,0 1,0 100 %
Liquides > 50 km 0,8 0,8 100 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’exercices prévus Nombre total d’exercices effectués Pourcentage
21 233 213 96 %

3.2 Communication

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
Nombre d’activités de liaison menées par rapport au nombre prévu de ces activités.
Type de pipeline Activités de liaison liées à la gestion des urgences Pourcentage
Nombre moyen d’activités prévues Nombre moyen d’activités menées
Gaz > 50 km et < 5 000 km 34 32 94 %
Gaz > 5 000 km 68 69 101 %
Liquides > 50 km 106 103 97 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’activités prévues Nombre total d’activités menées Pourcentage
21 1 674 1 630 97 %

3.3 Formation et compétences

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
Nombre total d’employés de la société et d’entrepreneurs jouant un rôle ou assumant une responsabilité en cas d'urgence par rapport au nombre total d’employés de la société et d’entrepreneurs dont la formation en lien avec ce rôle et cette responsabilité est à jour.
Type de pipeline Personnes ayant un rôle de gestion des urgences Pourcentage
Nombre moyen de personnes Nombre moyen de personnes formées
Gaz > 50 km et < 5 000 km 94 90 96 %
Gaz > 5 000 km 193 192 99 %
Liquides > 50 km 89 86 97 %
Réseaux pipeliniers Nombre total de personnes Nombre total de personnes formées Pourcentage
21 2 209 2 153 97 %

3.4. Coordination des activités opérationnelles

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
Nombre total d’employés de la société et d’entrepreneurs ayant participé à des exercices d’entraînement et d’intervention d’urgence par rapport au nombre total d’employés de la société et d’entrepreneurs jouant un rôle et assumant une responsabilité en cas d’urgence.
Type de pipeline Participation aux exercices Pourcentage
Nombre moyen de personnes Nombre moyen de participants
Gaz > 50 km et < 5 000 km 94 100 106 %
Gaz > 5 000 km 193 195 101 %
Liquides > 50 km 89 71 80 %
Réseaux pipeliniers Nombre total de personnes Nombre total de participants Pourcentage
21 2 209 2 034 92 %

4. Mesures de rendement de la gestion de l’intégrité

4.1. État du pipeline

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020

Nombre total d’anomalies recensées par inspection interne pour enquête sur le terrain (suivant les critères d’excavation/fouille du programme de gestion de l’intégrité) par rapport au nombre total d’anomalies recensées/vérifiées sur le terrain et constituant des défectuosités qui ont été réparées de façon permanente ou temporaire ou atténuées par une réduction de pression dans le cas des dangers suivants :

  1. a. dégradation du métal;
  2. b. bosselures;
  3. c. fissures d’une profondeur supérieure à 40 % de l’épaisseur nominale de la paroi du pipeline.
Type de pipeline Nombre moyen d’anomalies recensées pour enquête Nombre moyen de défectuosités recensées et réparées ou atténuées Pourcentage des anomalies qui étaient des défectuosités
  1. a. Dégradation du métal
Gaz > 50 km et < 5 000 km 1,5 0,63 42 %
Gaz > 5 000 km 101 34 34 %
Liquides > 50 km 10 5,7 55 %
  1. b. Bosselures
Gaz > 50 km et < 5 000 km 1.8 2.8 157 %
Gaz > 5 000 km 17 9,5 58 %
Liquides > 50 km 7,1 2,0 28 %
  1. c. Fissures d’une profondeur dépassant 40 % de l’épaisseur nominale de la paroi
Gaz > 50 km et < 5 000 km 1,6 0,63 38 %
Gaz > 5 000 km 40,4 19,7 49 %
Liquides > 50 km 3,3 8,5 258 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’anomalies Nombre total de défectuosités réparées ou atténuées Pourcentage
21 628 363 58 %

4.2. Inspection de l’équipement

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
  1. A. = Réservoir(s)
  2. B. = Vanne(s) de canalisation principale
    1. i. Nombre total d’inspections ___A/B___ menées par rapport au nombre total ___A/B___
    2. ii. Inspections courantes ___A/B___ menées par rapport aux inspections courantes ___A/B___ prévues
    3. iii. Inspections certifiées _A/B_ menées par rapport aux inspections d’entretien par des personnes dûment accréditées de _A/B_ prévues
Type de pipeline Données sur les inspections d’installations
  1. A.i. Inspections de réservoirs effectuées par rapport au nombre total de réservoirs
Pipeline Nombre moyen de réservoirs Nombre moyen d’inspections effectuées Pourcentage
Gaz > 50 km et < 5 000 km 0,5 26,5 S.O.
Gaz > 5 000 km 0 0 S.O.
Liquides > 50 km 44 363 S.O.
Réseaux pipeliniers Nombre total de réservoirs Nombre total d’inspections Pourcentage
21 528 4 515 S.O.
  1. B.i. Inspections de vannes de canalisation principale menées par rapport au nombre total de vannes de canalisation principale
Pipeline Nombre moyen de vannes de canalisation principale Nombre moyen d’inspections menées Pourcentage
Gaz > 50 km et < 5 000 km 164 21 S.O.
Gaz > 5 000 km 5 157 72 S.O.
Liquides > 50 km 115 262 S.O.
Réseaux pipeliniers Nombre total de vannes de canalisation principale Nombre total d’inspections Pourcentage
21 17 553 4 100 S.O.
  1. A.ii. Inspections périodiques de réservoirs par le personnel menées par rapport à celles prévues
Pipeline Nombre moyen d’inspections prévues Nombre moyen d’inspections menées Pourcentage
Gaz > 50 km et < 5 000 km 26 26,5 102 %
Gaz > 5 000 km 0 0 S.O.
Liquides > 50 km 275 363 132 %
  1. A.iii. Inspections d’entretien de réservoirs par des personnes dûment accréditées menées par rapport à celles prévues
Pipeline Nombre moyen d’inspections prévues Nombre moyen d’inspections menées Pourcentage
Gaz > 50 km et < 5 000 km 0,6 0,5 83 %
Gaz > 5 000 km 0 0 S.O.
Liquides > 50 km 5,92 5,83 98 %
  1. B.ii. Inspections périodiques de vannes de canalisation principale par le personnel menées par rapport à celles prévues
Pipeline Nombre moyen d’inspections prévues Nombre moyen d’inspections menées Pourcentage
Gaz > 50 km et < 5 000 km 21 21 100 %
Gaz > 5 000 km 72 72 100 %
Liquides > 50 km 238 262 110 %
  1. B.iii. Inspections d’entretien de vannes de canalisation principale par des personnes dûment accréditées menées par rapport à celles prévues
Pipeline Nombre moyen d’inspections prévues Nombre moyen d’inspections effectuées Pourcentage
Gaz > 50 km et < 5 000 km 156 156 100 %
Gaz > 5 000 km 5 085 5 085 100 %
Liquides > 50 km 215 188 87 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’inspections prévues Nombre total d’inspections menées Pourcentage
21 18 774 18 446 98 %

4.3. Inspection de la tuyauterie des installations

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
  1. A. Stations de pompage de liquides
    Nombre total de stations de pompage où la tuyauterie a été inspectée par rapport au nombre total de stations de pompage où l’inspection de la tuyauterie était prévue dans le cadre de ce qui suit :
    1. i. inspection périodique par le personnel;
    2. ii. inspection d’entretien par des personnes dûment accréditées.
    On doit aussi déclarer le nombre total de stations, pour que les données puissent être uniformisées pour d’autres comparaisons.
  1. B. Stations de compression de gaz
    Nombre total de stations de compression où la tuyauterie a été inspectée par rapport au nombre total de stations de compression où l’inspection de la tuyauterie était prévue dans le cadre de ce qui suit :
    1. i. inspection périodique par le personnel;
    2. ii. inspection d’entretien par des personnes dûment accréditées.
    On doit aussi déclarer le nombre total de stations, pour que les données puissent être uniformisées pour d’autres comparaisons.
Type de pipeline Inspections de la tuyauterie des installations Pourcentage
Nombre moyen d’inspections prévues Nombre moyen d’inspections menées
  1. A. Stations de pompage de liquides
  2. i. Inspections périodiques par le personnel
Liquides > 50 km 13 13 100 %
  1. A. Stations de pompage de liquides
  2. ii. Inspections d’entretien par des personnes dûment accréditées
Liquides > 50 km 9 9 100 %
  1. B. Station de compression de gaz
  2. i. Inspections périodiques par le personnel
Gaz > 50 km et < 5 000 km 4,3 4,3 100 %
Gaz > 5 000 km 41,3 41,3 100 %
  1. B. Station de compression de gaz
  2. ii. Inspections d’entretien par des personnes dûment accréditées
Gaz > 50 km et < 5 000 km 2,3 2,3 100 %
Gaz > 5 000 km 21,7 21,7 96 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’inspections prévues Nombre total d’inspections menées Pourcentage
21 498 498 100 %

4.4. Efficacité de l’inspection des installations

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
  1. A. Installations de liquides
    Nombre total d’incidents devant être signalés survenus à des installations de liquides par rapport au nombre total de telles installations.
  1. B. Installations de gaz
    Nombre total d’incidents devant être signalés survenus à des installations de gaz par rapport au nombre total de telles installations.
Type de pipeline Incidents à signaler aux installations Pourcentage
Nombre moyen d’installations Nombre moyen d’incidents
  1. A. Incidents à signaler aux installations de liquides
Liquides > 50 km 65 0,7 1,1 %
  1. B. Incidents à signaler aux installations de gaz
Gaz > 50 km et < 5 000 km 62 0,7 1,1 %
Gaz > 5 000 km 1 427 4 0,3 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’installations Nombre total d’incidents Pourcentage
21 5 459 24 0,4 %
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4.5. Évaluation des dangers relatifs aux pipelines

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
  1. Nombre de kilomètres de pipelines ayant fait l’objet d’une évaluation des dangers en matière d’intégrité par rapport au nombre de kilomètres de pipelines vulnérables à un tel danger avant toute forme de mesures d’atténuation. Pour chaque pipeline, la méthode d’évaluation des dangers en matière d’intégrité doit figurer dans le rapport, notamment pour ce qui suit :

    1. dégradation du métal;
    2. fissuration;
    3. interférences extérieures;
    4. vice de matériaux, de fabrication ou de construction;
    5. facteurs géotechniques et météorologiques.
Type de pipeline Nombre de kilomètres de pipelines évalués pour déceler les dangers potentiels Pourcentage
Nombre moyen de kilomètres vulnérables Nombre moyen de kilomètres évalués
  1. A. Évaluation du risque de dégradation du métal
Gaz > 50 km et < 5 000 km 1 150 314 27 %
Gaz > 5 000 km 2 833 2 833 100%
Liquides > 50 km 731 509 70 %
  1. B. Évaluation des dangers de fissuration
Gaz > 50 km et < 5 000 km 617 95 15 %
Gaz > 5 000 km 1 437 1 437 100 %
Liquides > 50 km 541 657 121 %
  1. C. Évaluation du risque d’interférence extérieure
Gaz > 50 km et < 5 000 km 0,02 130 S.O.
Gaz > 5 000 km 0,3 4 586 S.O.
Liquides > 50 km 403 1 151 286 %
  1. D. Évaluation du risque lié à des vices de matériau, de fabrication ou de construction
Gaz > 50 km et < 5 000 km 177 229 129 %
Gaz > 5 000 km 2 719 2 719 100 %
Liquides > 50 km 522 658 126 %
  1. E. Évaluation du risque lié à des facteurs géotechniques ou météorologiques
Gaz > 50 km et < 5 000 km 324 324 100 %
Gaz > 5 000 km 3 3 100 %
Liquides > 50 km 232 211 91 %
Nombre de pipelines Nombre total de kilomètres vulnérables Nombre total de kilomètres évalués Pourcentage
111 63 729 79 500 125 %
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4.6. Interruptions d’exploitation pour contrôle des dangers

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
  1. Nombre total d’interruptions d’exploitation d’un tronçon pipelinier ou d’une installation pour protéger le public, les biens et l’environnement par suite de l’une ou l’autre des situations suivantes :
    1. urgence;
    2. mesure de précaution (p. ex., fausse alarme);
    3. réparation imprévue;
    4. test d’intégrité, réparation ou entretien planifiés.
Type de pipeline Interruptions d’exploitation pour contrôle des dangers
A. Urgence B. Mesures de précaution C. Réparation imprévue D. Réparation planifiée Total
Gaz > 50 km et < 5 000 km 0 0 27 105 132
Gaz > 5 000 km 3 0 0 30 33
Liquides > 50 km 4 107 21 355 487
Total 7 107 48 490 652
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5. Mesures de rendement de la protection environnementale

5.1 Formation sur le programme

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
  1. Nombre d’employés de la société ayant suivi une formation sur le programme de protection environnementale de la société par rapport au nombre d’employés devant suivre une formation dans le cadre de ce programme.
Type de pipeline Employés suivant une formation sur le programme de protection environnementale Pourcentage
Nombre moyen d’employés qui nécessitent une formation Nombre moyen d’employés formés
Gaz > 50 km et < 5 000 km 228 220 96 %
Gaz > 5 000 km 795 794 99 %
Liquides > 50 km 486 476 98 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’employés qui nécessitent une formation Nombre total d’employés formé Pourcentage
21 9 578 9 410 98 %
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5.2 Formation propre à un chantier

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
  1. Nombre d’employés de la construction, entrepreneurs et personnel de la société confondus, ayant suivi une formation sur le plan de protection environnementale propre au site par rapport au nombre de personnes travaillant sur ce site.
Type de pipeline Employés de la construction ayant suivi une formation sur le plan de protection environnementale propre au site Pourcentage
Nombre moyen d’employés de la construction Nombre moyen d’employés formés
Gaz > 50 km et < 5 000 km 152 151 99 %
Gaz > 5 000 km 2 857 2 857 100 %
Liquides > 50 km 2 100 2 100 100 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’employés de la construction Nombre total d’employés formé Pourcentage
21 34 681 34 680 100 %
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5.3 Remise en état des terres agricoles

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
  1. A. Kilomètres d’emprises réglementées par la Régie sur des terres agricoles qui ont été remises dans un état semblable au milieu environnant et conforme à l’utilisation courante des terres dans les cinq ans suivant la mise en service du pipeline par rapport au nombre total de kilomètres d’emprises réglementées par la Régie sur des terres agricoles dont le sol a été perturbé.
  2. B. Nombre d’excavations opérationnelles exécutées sur des terres agricoles remises dans un état semblable au milieu environnent et conforme à l’utilisation courante des terres dans les cinq ans suivant l’excavation par rapport au nombre total d’excavations opérationnelles exécutées sur des terres agricoles.
Type de pipeline Réseaux pipeliniers avec terres perturbées Kilomètres de terres agricoles perturbées remises en état Pourcentage
Nombre moyen de kilomètres de terres perturbées Nombre moyen de kilomètres de terres remises en état
  1. A. Emprises réglementées par la Régie se trouvant sur des terres agricoles remises en état
Gaz > 50 km et < 5 000 km 2 1 1 100 %
Gaz > 5 000 km 3 83 67 81 %
Liquides > 50 km 2 109 109 100 %
Réseaux pipeliniers Total Nombre total de kilomètres de terres perturbées Nombre total de kilomètres de terres remises en état Pourcentage
21 7 1 561 1 513 97 %
  1. B. Excavations opérationnelles sur des terres agricoles remises en état
Gaz > 50 km et < 5 000 km 4 19 18 95 %
Gaz > 5 000 km 3 470 409 87 %
Liquides > 50 km 9 186 155 83 %
Réseaux pipeliniers Total Nombre total de kilomètres de terres où il y a eu excavation Nombre total de kilomètres de terres remises en état Pourcentage
21 16 3 748 3 196 85 %
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5.4. Résolution des enjeux environnementaux

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
  1. Nombre total d’enjeux environnementaux liés à l’exploitation relevés dans le programme ou le plan de protection environnementale qui ont été résolus par rapport au nombre total d’enjeux environnementaux liés à l’exploitation relevés dans le programme ou le plan de protection environnementale sur une période de cinq ans.
Type de pipeline Enjeux environnementaux liés à l’exploitation Pourcentage
Nombre moyen d’enjeux relevés Nombre moyen d’enjeux résolus
Gaz > 50 km et < 5 000 km 69 67 97 %
Gaz > 5 000 km 38 35 92 %
Liquides > 50 km 62 62 100 %
Réseaux pipeliniers Nombre total d’enjeux relevés Nombre total d’enjeux résolus Pourcentage
21 1 269 1 243 98 %
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5.5. Inspections environnementales

Rendement des sociétés en 2020
Rendement des sociétés en 2020
  1. Nombre total de jours d’inspection par un inspecteur en environnement qualifié pour les pipelines nouvellement construits par rapport au nombre total de jours de construction pour tous les pipelines nouvellement construits de la société.
Type de pipeline Réseaux pipeliniers avec travaux de construction Inspections environnementales Pourcentage
Nombre moyen de jours de construction Nombre moyen de jours d’inspection
Gaz > 50 km et < 5 000 km 1 10 6 60 %
Gaz > 5 000 km 2 220 274 125 %
Liquides > 50 km 3 866 100 12 %
Réseaux pipeliniers Total pour les réseaux pipeliniers avec travaux de construction Nombre total de jours de construction Nombre total de jours d’inspection Pourcentage
21 6 11 108 2 054 19 %
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6. Mesures de rendement de la prévention des dommages

6.1 Sensibilisation du public à l’égard des pipelines

Rendement des sociétés en 2020
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  1. Nombre total d’activités non autorisées menées par des entrepreneurs par rapport au nombre total d’autorisations qui leur ont été accordées.
  2. Nombre total d’activités non autorisées menées par des municipalités par rapport au nombre total d’autorisations qui leur ont été accordées.
  3. Nombre total d’activités non autorisées menées par des propriétaires fonciers par rapport au nombre total d’autorisations qui leur ont été accordées.
  4. Nombre total d’activités non autorisées menées par d’autres personnes ou groupes par rapport au nombre total d’autorisations qui leur ont été accordées.
Type de pipeline Activités non autorisées par rapport aux autorisations
Nombre moyen d’activités non autorisées Nombre moyen d’autorisations
A. Entrepreneurs    
Gaz > 50 km et < 5 000 km 2,8 53
Gaz > 5 000 km 16,3 413
Liquides > 50 km 4 124
B. Municipalités    
Gaz > 50 km et < 5 000 km 0 6
Gaz > 5 000 km 0,7 24
Liquides > 50 km 0,9 29
C. Propriétaires fonciers    
Gaz > 50 km et < 5 000 km 1,5 3,3
Gaz > 5 000 km 14 147
Liquides > 50 km 6 21
D. Autres    
Gaz > 50 km et < 5 000 km 0,8 50
Gaz > 5 000 km 2,3 183
Liquides > 50 km 0,6 174
Réseaux pipeliniers Nombre total d’activités non autorisées Nombre total d’autorisations
21 262 7 147
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