Rapport d’activité de vérification de la conformité : CV2425-295 - NOVA Gas Transmission Ltd.

Aperçu

Type d’activité de conformité : Inspection sur le terrain

Équipe :

• Inspecteur 2927
• Inspecteur 1618

Société réglementée : NOVA Gas Transmission Ltd.

Exploitant : NOVA Gas Transmission Ltd.

Province(s) / Territoire(s) :

• Alberta

Discipline(s) :

• Gestion des situations d’urgence
• Gestion de la sécurité
• Gestion de l’intégrité
• surveillance autochtone

Événements connexes :

• INC2024-025

Justification et portée :

No d’incident de la Régie INC2024-025; intervention – Gestion des urgences, sécurité et intégrité des pipelines – Bris de conduite, rupture et incendie survenus à 10 h 45 sur la canalisation principale Grande Prairie de 914 mm (NPS 36) (section sud) de NGTL, près d’Edson, en Alberta.

Outil(s) de conformité employé(s) :

• Ordre d’inspecteur (OI) (1)
• Non-conformité corrigée (NCC) (1)

Détails de l’installation

Installations :

• GRANDE PRAIRIE MAINLINE LOOP

Exigences réglementaires :

Exigences réglementaires s’appliquant à cette activité :

• La Régie canadienne de l’énergie (CERA)
• Loi sur la Régie canadienne de l’énergie
• Règlement sur les pipelines terrestres (RPT) 2020-03-16
• Plans et procédures
• Plan d’intervention en cas d’urgence
• NGTL Emergency Response Plans

Observations (aucun suivi requis)

Observation 1 - Gestion des urgences

Date et heure de la visite : 2024-05-09 10:19

Discipline : Gestion des situations d’urgence

Catégories :

• Synthèse de la réponse à l’incident
• Résumé de l’incident
• Réponse de l’entreprise – Actions immédiates
• Avis et déploiement sur le terrain de la Régie de l’énergie du Canada (REC)
• Chronologie de l’incident
• Entités participantes
• Partie responsable
• Surveillance réglementaire et autorités juridictionnelles
• Comité consultatif autochtone de surveillance (CIM) / Participation du Moniteur autochtone (GI)

Installation :

Observations :

Une équipe d’intervention sur le terrain composée d’inspecteurs de la Régie a été dépêchée pour mener une inspection et évaluer l’intervention de NGTL à la suite de la rupture du doublement de la canalisation principale Grande Prairie de 36 po qui a été signalée à la Régie le 16 avril 2024 (no d’incident de la Régie INC2024-025). L’équipe était composée :

• d’un inspecteur de la gestion des urgences, qui a agi à titre de commandant du lieu d’incident de la Régie faisant partie du commandement unifié au sein du système de commandement en cas d’incident (« SCI ») établi par NGTL;
• de deux inspecteurs de la sécurité;
• d’un inspecteur de l’intégrité des pipelines.

• NGTL a été avisée que le commandant du lieu d’incident se joindrait au commandement unifié en tant que commandant du lieu d’incident de la Régie.
• Le formulaire d’information sur l’incident SCI 201, qui constituait le principal document utilisé pour gérer l’incident, a été examiné et des plans supplémentaires ont été préparés, au besoin.
• Le site de l’incident était stable et aucun incendie n’était actif. Quelques feux de forêt résiduels, sur lesquels Alberta Wildfire travaillait activement, étaient actifs. Une zone d’exclusion de 250 m avait été établie sur le site de la rupture le jour précédent. L’isolement de la canalisation rompue avait été effectué à 20 h 37 la veille.
• Toutes les activités sur le site de l’incident avaient cessé pour faciliter l’enquête du Bureau de la sécurité des transports (« BST »). L’enquêteur du BST a également assisté à la réunion.
• Les objectifs relatifs à l’incident ont été examinés et actualisés sur le formulaire 201 et les activités en cours documentées dans l’outil de suivi des mesures (SCI 233) ont été passées en revue.

• L’EGI de NGTL prévoit passer à la phase de réparation et de remise en état et mettre fin à l’urgence dès que les circonstances le permettront.
• La classification de l’incident par NGTL passerait également du niveau 1 à un niveau d’alerte.
• Un plan de surveillance de la qualité de l’air est en cours d’élaboration pour permettre un accès sécuritaire au site.
• Les techniques d’isolement ont été confirmées.
• Les activités de préservation de la preuve ont fait l’objet de discussions avec l’enquêteur du BST.

• Un inspecteur de la sécurité a examiné le plan d’isolement et il n’y avait aucune préoccupation immédiate.
• Une discussion a eu lieu sur l’exploitation continue sécuritaire des canalisations adjacentes de 42 po et de 48 po et sur la question de savoir si elles ont été touchées par la rupture de la canalisation de 36 po.
• NGTL poursuit son évaluation de l’intégrité des canalisations adjacentes.
• Les inspecteurs de la sécurité ont indiqué souhaiter avoir la confirmation que l’exploitation des canalisations adjacentes est sécuritaire avant que quiconque accède au site. NGTL a convenu que personne n’entrerait sur le site tant que cela ne serait pas confirmé.

• Le commandant du lieu d’incident de NGTL a confirmé que, même si la phase d’urgence est toujours en cours, l’EGI fonctionne maintenant à un niveau d’alerte d’urgence.
• Les discussions sur la sécurité des canalisations adjacentes se sont poursuivies. Un inspecteur de la sécurité a informé NGTL que les préoccupations documentées dans l’ordonnance d’inspecteur avaient été résolues et que l’ordonnance d’inspecteur avait été levée verbalement à 7 h 47. Voir l’observation sur la sécurité pour plus de détails.
• Des techniciens se préparaient à faire un balayage de détection de gaz sur le site pour s’assurer qu’il était sécuritaire d’y entrer.

• Les formulaires SCI 201 et 233 ont été passés en revue.
• Une discussion a eu lieu sur la transition de l’EGI à une EGI locale au bureau de TCE, à Edson

• Les activités de surveillance du gaz ont confirmé l’absence de gaz et l’accès au site a été jugé sécuritaire.
• Un séance d’information sur la sécurité a eu lieu.

• Les objectifs énoncés dans le formulaire SCI 201 ont été examinés.
• Le commandant du lieu d’incident a appuyé la transition de l’EGI à une EGI locale dès que le site sera libéré par le BST.

• Les formulaires SCI 201 et 233 ont été examinés.
• Une discussion a eu lieu sur le plan de transition vers une EGI locale pour la phase de réparation et de remise en état.

• Le formulaire 201 actualisé a été passé en revue.
• La discussion s’est poursuivie sur le plan de transition vers une EGI locale et la sortie de la phase d’urgence suivant la libération du site par le BST.

• L’accent est mis sur les activités de préservation de la preuve et du site aujourd’hui. Cela pourrait se poursuivre demain.
• Les formulaires SCI 201 et 233 ont été examinés.

• L’enquêteur du BST a libéré le site. Les activités de préservation de la preuve sont en cours.
• Le commandant du lieu d’incident a appuyé la transition de la phase d’urgence à la phase du projet et a informé NGTL que la Régie mettrait fin aux activités de son centre des opérations d’urgence.

Outil de conformité employé : Aucun outil de conformité employé

Observation 2 - Sécurité

Date et heure de la visite : 2024-04-18 13:00

Discipline : Gestion de la sécurité

Catégories :

• Expositions et protection du milieu de travail
• Limites d’exposition
• Gestion des risques
• Gestion des énergies dangereuses

Installation :

• GRANDE PRAIRIE MAINLINE LOOP (Pipeline)

Observations :

RÉSUMÉ

Les inspecteurs de la Régie ont effectué une inspection de sécurité suivant l’intervention de NGTL à la suite de la rupture du doublement de la canalisation principale Grande Prairie de 36 po qui a été signalée à la Régie le 16 avril 2024 (no d’incident de la Régie INC2024-025). La présente section fait état des observations faites par les inspecteurs de la sécurité de la Régie. Les inspecteurs de la sécurité faisaient partie de l’équipe d’intervention sur le terrain de la Régie, qui comprenait aussi du personnel de la gestion des urgences et de l’intégrité des pipelines.

L’inspection visait à observer la mise en œuvre par NGTL de ses plans d’intervention d’urgence, y compris les mesures prises pour protéger le public et les travailleurs. L’inspection sur le terrain a eu lieu aux bureaux de TC Énergie à Edson, en Alberta, le 17 avril et s’est terminée par une visite du site de la rupture le 18 avril.

L’inspection de sécurité a consisté à :

1. Vérifier les mesures prises par NGTL pour assurer la sécurité du public.
2. Examiner le plan d’isolement et les dessins connexes avant l’entrée des travailleurs dans la zone d’exclusion.
3. Passer en revue le plan de surveillance de la qualité de l’air et le plan d’entrée initial.
4. Examiner l’analyse, réalisée par la société, des canalisations de 42 po et de 48 po toujours en exploitation et des risques que pose l’entrée des travailleurs dans la zone d’exclusion, s’il y a lieu.

• Les inspecteurs ont assisté à une réunion avec des représentants de la société à Edson, en Alberta. Un enquêteur du Bureau de la sécurité des transports était également présent. L’information sur la sécurité transmise à la réunion comprenait ce qui suit :
  • La canalisation qui s’est rompue a été isolée. Le processus de verrouillage et d’étiquetage a été appliqué intégralement le 16 avril en soirée. Les inspecteurs ont demandé une copie du plan d’isolement.
  • Des barrages routiers ont été mis en place par un entrepreneur en sûreté mandaté par NGTL.
  • Alberta Wildfire a également retenu les services d’une équipe de sécurité chargée de protéger l’intégrité du site aux fins d’enquête.
  • L’entrepreneur en sûreté mandaté par NGTL assurait la sécurité de la zone d’exclusion de 250 m 24 heures sur 24.
  • Tous les travaux à la station de compression Emerson ont été interrompus.
  • La station Emerson a été évacuée et la canalisation est fermée (mais n’a pas été purgée).
  • Des canalisations de 42 po et de 48 po occupent aussi cette emprise; elles sont parallèles à la canalisation de 36 po et sont toujours exploitées, mais à une pression réduite de 5 % par rapport à la pression d’exploitation au moment de la découverte.
• Les inspecteurs ont observé des représentants de la société en train d’établir une analyse de la sécurité des tâches pour l’entrée initiale sur le site de la rupture. L’analyse de la sécurité des tâches était exhaustive et toutes les personnes présentes ont été invitées à faire une contribution. 
• Les inspecteurs ont examiné le plan de surveillance de la qualité de l’air de la société. Aucune préoccupation n’a été soulevée.
• Les inspecteurs ont examiné le plan d’isolement de NGTL et les dessins connexes. Aucune préoccupation n’a été soulevée.
• Les inspecteurs ont interrogé le personnel responsable de l’intégrité de NGTL à propos de la sécurité des canalisations adjacentes de gaz naturel non corrosif de 42 po et de 48 po. Les inspecteurs ont été informés qu’un ingénieur de NGTL avait effectué une modélisation des cratères et déterminé que l’exploitation des canalisations pouvait se poursuivre en toute sécurité. Les inspecteurs ont aussi été informés que les données des inspections internes ne montraient aucun élément préoccupant dans la zone. Les inspecteurs ont demandé une copie de l’analyse.
• Les inspecteurs ont demandé pourquoi les canalisations de 42 po et de 48 po n’avaient pas été fermées ou purgées en guise de mesure de précaution pour protéger la sécurité des travailleurs entrant dans la zone d’exclusion. NGTL a informé les inspecteurs qu’il s’agissait de canalisations d’alimentation essentielles.
• Les inspecteurs ont aussi été informés de la présence d’une conduite de gaz naturel de 8 po entre les canalisations de 42 po et de 48 po de NGTL. La pression sur cette canalisation, exploitée par Peyto, a été limitée à 1 000 kPa.
• Après avoir examiné l’analyse des canalisations de 42 po et 48 po de la société et consulté les ingénieurs de l’équipe de l’intégrité des pipelines de la Régie, les inspecteurs ont déterminé que des renseignements supplémentaires étaient nécessaires pour s’assurer que les travailleurs qui entrent dans la zone d’exclusion ne sont pas exposés à des risques indus en raison des dommages potentiels causés par l’explosion aux canalisations en exploitation adjacentes. (Voir l’ordonnance d’inspecteur DRP-001-2024)

• Un surveillant autochtone s’est joint à l’équipe d’intervention sur le terrain de la Régie.
• NGTL a fourni suffisamment de renseignements pour satisfaire aux exigences de l’ordonnance d’inspecteur DRP-001-2024. L’ordonnance a été close à 7 h 48, heure des Rocheuses, le 18 avril 2024.
• Les inspecteurs sont partis d’Edson pour se rendre sur le site de la rupture.
• Les inspecteurs ont observé chaque point d’isolement indiqué dans le plan d’isolement de NGTL. Les vannes d’isolement étaient verrouillées en position fermée et clairement étiquetées. Les évents étaient verrouillés en position ouverte dans la mesure du possible.
• Pendant la visite des points d’isolement, les inspecteurs ont remarqué que les positions d’ouverture et de fermeture n’étaient pas clairement marquées sur la vanne de raccordement GPM20-0-U1, comme l’exige l’alinéa 36d) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres (voir la NCC 1).
• Un représentant de NGTL a escorté les inspecteurs jusqu’au site de la rupture. Des barrages routiers sont demeurés en place pour prévenir l’accès non autorisé à la zone.
• Les inspecteurs ont constaté qu’un périmètre avait été établi autour du site de la rupture (distance de recul de 3 m).
• Des représentants de NGTL observés portaient des moniteurs de gaz personnels. Des dispositifs fixes de surveillance de gaz ont été installés autour du périmètre du cratère. La surveillance de la qualité de l’air a donné des résultats nuls, et jusqu’à 115 ppm ont été enregistrées à l’occasion.
• Les représentants de NGTL ont vérifié la position de la canalisation adjacente la plus proche (la canalisation de 42 po exploitée par NGTL) avec un localisateur de services publics, qui a été confirmée par sondage.
• Les inspecteurs ont vérifié que l’équipe sur le terrain de NGTL communiquait efficacement avec le centre de commande d’acheminement du gaz pour surveiller la réduction de 5 % de la pression sur les canalisations de 42 po et de 48 po.
• Les inspecteurs ont demandé à NGTL de mesurer la distance entre la canalisation de 42 po et la paroi du cratère. Un ruban à mesurer a été utilisé pour mesurer la distance, qui était d’environ 3,2 m. Cette mesure étaye l’analyse de NGTL, qui prévoyait 3,2 m de sol entre la paroi du cratère et la canalisation de 42 po.

Outil de conformité employé : Aucun outil de conformité employé

Observation 3 - Ordonnance d’inspecteur DRP-001-2024 – Sécurité des travailleurs entrant dans la zone d’exclusion

Date et heure de la visite : 2024-04-17 11:05

Discipline : Gestion de la sécurité

Catégories :

• Gestion des risques
• Gestion des énergies dangereuses

Installation :

• GRANDE PRAIRIE MAINLINE LOOP (Pipeline)

Observations :

ORDONNANCE D’INSPECTEUR N^O DRP-001-2024

RELATIVEMENT À UNE ORDONNANCE RENDUE EN VERTU DE L’ARTICLE 109
DE LA LOI SUR LA RÉGIE CANADIENNE DE L’ÉNERGIE

NOVA GAS TRANSMISSION LTD.

NOVA Gas Transmission Ltd. (« NGTL ») est une société qui effectue des travaux à environ 40 km au nord-ouest d’Edson, en Alberta.

Le ou vers le 17 avril 2024 à 7 h, heure avancée des Rocheuses, l’inspecteur soussigné de la Régie de l’énergie du Canada a mené une activité de vérification de la conformité (CV2425-295) au bureau de TC Énergie situé au 4732, Deuxième Avenue, à Edson, en Alberta.

Une ordonnance verbale a été délivrée le 17 avril 2024 à 11 h 05 par l’inspecteur soussigné de la Régie de l’énergie du Canada.

FAITS PERTINENTS

Je, [CAVIARDÉ], désigné comme inspecteur de la Régie de l’énergie du Canada en vertu du paragraphe 102(1) de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie, crois que les faits suivants sont pertinents à la délivrance de la présente ordonnance.

1. Le 16 avril 2024, à environ 10 h 45, heure avancée des Rocheuses, NGTL a signalé une rupture de sa canalisation principale Grande Prairie, un pipeline de transport de gaz naturel de 914 mm (36 po), ainsi qu’un incendie subséquent près d’Edson, en Alberta (coordonnées GPS : latitude 53,789 et longitude -116,949).
2. NGTL a établi au départ une zone de planification d’urgence de 700 mètres autour du site de la rupture, qu’elle a par la suite remplacée par une zone d’exclusion de 250 mètres.
3. NGTL exploite deux autres gazoducs à proximité du site de la rupture, de respectivement 1 067 mm (42 po) et 1 219 mm (48 po), mais à une pression réduite de 5 % par rapport à la pression d’exploitation au moment de la découverte. NGTL a signalé que l’emprise renferme également un gazoduc exploité par Peyto Exploration & Development Corp.
4. L’inspecteur a discuté avec les représentants de NGTL pour déterminer si la rupture et l’incendie subséquent pourraient avoir endommagé les canalisations adjacentes en exploitation et si la zone d’exclusion présente des risques potentiels pour les travailleurs.
5. NGTL a remis à l’inspecteur la copie d’un courriel indiquant que selon la modélisation des cratères, l’exploitation continue des canalisations adjacentes peut se poursuivre en toute sécurité. Cependant, le courriel n’aborde pas la question de la sécurité des travailleurs et ne fournit pas suffisamment de renseignements à l’appui. Par ailleurs, les hypothèses sur lesquelles la modélisation s’appuie n’ont pas été validées par des observations sur le terrain, comme des photos aériennes.
6. L’inspecteur n’a pas reçu, au moment de l’activité de vérification de la conformité, suffisamment de renseignements démontrant que le niveau de risque pour les travailleurs dans la zone d’exclusion a été évalué et qu’il a été jugé tolérable compte tenu de l’exploitation continue des canalisations adjacentes.
7. L’inspecteur a rendu une ordonnance verbale vers 11 h 05, heure avancée des Rocheuses, le 17 avril 2024 afin d’obliger NGTL à empêcher les travailleurs d’entrer dans la zone d’exclusion établie autour du site de la rupture et à faire sortir tous les travailleurs s’y trouvant, jusqu’à ce qu’il soit convaincu que la zone d’exclusion est sécuritaire.

Outil de conformité employé : Ordre d’inspecteur (OI)

Exigence réglementaire :

• Loi sur la Régie canadienne de l’énergie

Article(s) pertinent(s) :

• • Obligation générale
    • Diligence voulue
      94 Le titulaire est tenu de faire preuve de toute la diligence voulue pour assurer la sécurité des personnes, la sûreté et la sécurité des installations réglementées et des installations abandonnées et la protection des biens et de l’environnement.

Mesure requise de la société :

1. NGTL doit s’assurer qu’aucun travailleur n’entrera dans la zone d’exclusion jusqu’à ce qu’elle soit en mesure de démontrer à la satisfaction de l’inspecteur qu’il est possible d’y entrer en toute sécurité.

Échéance : 2024-04-18

Date de fermeture : 2024-04-18
Note : La « date de fermeture » correspond à la date à laquelle l’inspecteur de l’Office a déterminé que les mesures correctives prises par la société étaient adéquates et qu’aucune autre mesure n’était nécessaire.

Motif de la fermeture : Renvoyé à l’application

Conformité atteinte : Oui

Observation 4 - NCC 1 – Marquage des positions d’ouverture et de fermeture des vannes de sectionnement

Date et heure de la visite : 2024-04-18 12:02

Discipline : Gestion de la sécurité

Catégories :

• Generale
• Signalisation

Installation :

• GRANDE PRAIRIE MAINLINE LOOP (Pipeline)

Observations :

Pendant la visite des points d’isolement, les inspecteurs ont remarqué que les positions d’ouverture et de fermeture n’étaient pas clairement marquées sur la vanne de raccordement GPM20-0-U1, comme l’exige l’alinéa 36d) du Règlement de la Régie canadienne de l’énergie sur les pipelines terrestres. Les inspecteurs considèrent qu’il s’agit d’une vanne de sectionnement selon la définition donnée dans la norme CSA Z662:23.

Outil de conformité employé : Non-conformité corrigée (NCC)

Exigence réglementaire :

• Règlement sur les pipelines terrestres (RPT) 2020-03-16

Article(s) pertinent(s) :

• • 36 La compagnie doit :
    • d) marquer clairement les positions d’ouverture et de fermeture sur les vannes de sectionnement de toute canalisation principale;

Mesure requise de la société :

Marquer clairement la position d’ouverture et de fermeture de la vanne GPM20-0-U1.

Échéance : 2024-04-18

Date de fermeture : 2024-05-02
Note : La « date de fermeture » correspond à la date à laquelle l’inspecteur de l’Office a déterminé que les mesures correctives prises par la société étaient adéquates et qu’aucune autre mesure n’était nécessaire.

Motif de la fermeture : Renvoyé à l’application

Conformité atteinte : Oui

Observation 5 - Intégrité des pipelines

Date et heure de la visite : 2024-04-18 12:00

Discipline : Gestion de l’intégrité

Catégories :

• Pipeline
• Urgence liée à un pipeline

Installation :

• GRANDE PRAIRIE MAINLINE LOOP (Pipeline)

Observations :

• Le personnel de l’intégrité des pipelines de la Régie est arrivé sur le site de la rupture le 18 avril 2024, vers midi. 
• Comme en témoignent les observations aériennes initiales, les observations sur place ont confirmé que la canalisation principale Grande Prairie NPS 36 s’était rompue et que trois fragments de canalisation avaient été éjectés du cratère en résultant. 
• Deux petits fragments se trouvaient directement en amont et en aval du cratère.  En regardant vers l’aval, le plus gros fragment se trouvait le plus loin et à gauche du cratère.  Il se trouvait aussi légèrement à l’extérieur de l’emprise, tout juste à côté du doublement de la canalisation principale Grande Prairie. 
• Dans le cratère, les extrémités en amont et en aval de la canalisation intacte étaient visibles.  Compte tenu de la distance approximative entre les extrémités, il semble qu’environ 24 m de canalisations ait été touché. 
• Les bords des deux plus petits fragments présentaient un cisaillement ductile.  Les bords du plus gros fragment étaient eux aussi cisaillés, mais présentaient des signes intermittents d’anomalies s’apparentant à des fissures planes.  Une anomalie s’apparentant à une fissure, même si elle n’était pas clairement visible en raison de son emplacement sur le fragment de canalisation déformé, a été jugée suffisamment longue et profonde pour être à l’origine de la rupture à la pression d’exploitation au moment de la découverte. 
• Parallèlement à l’enquête de la Régie, le personnel du Bureau de la sécurité des transports (« BST ») s’est aussi rendu sur le site.  Le BST était chargé de mener une enquête sur la cause et les facteurs contributifs de la rupture du pipeline, ce qui comprenait la collecte et la préservation de l’information et de la preuve matérielle sur le site.  Par conséquent, après l’inspection du site, le personnel de la Régie s’est concentré sur l’exploitation continue et sécuritaire des tronçons restants de la canalisation principale Grande Prairie et de ses doublements NPS 42 et NPS 48. 
• TransCanada Energy a immédiatement appliqué une restriction de pression auto-imposée de 5 % avec protection contre la surpression de 5 % par rapport à la pression la plus élevée enregistrée durant 60 jours sur chaque tronçon de la canalisation principale Grande Prairie et les doublements.  Compte tenu de l’information connue à ce moment-là, on a jugé qu’il s’agissait d’une pression sécuritaire adéquate qui permettait aussi d’équilibrer la demande de gaz naturel.                     

Outil de conformité employé : Aucun outil de conformité employé

Observations (suivi requis auprès de la société)

Les situations de non-conformité se rattachant aux plans ou procédures de la société constituent un non-respect :