Type d’activité de conformité : Inspection sur le terrain
Équipe :
Société réglementée : Pouce Coupé Pipe Line Ltd. as agent and general partner of the Pembina North Limited Partnership
Exploitant : Pouce Coupé Pipe Line Ltd. as agent and general partner of the Pembina North Limited Partnership
Province(s) / Territoire(s) :
Discipline(s) :
Événements connexes :
Justification et portée :
Inspection sur le terrain de trois stations de pompage et d’une station sur le réseau Nord de Pouce Coupé (aussi appelé pipeline Taylor-Belloy – Réf. 236). Cette inspection a été effectuée en même temps que l’inspection CV1920-306.
Outil(s) de conformité employé(s) :
Installations :
Type d’installations
Étapes du cycle de vie
Exigences réglementaires s’appliquant à cette activité :
Numéro(s) d’instrument(s) de réglementation :
Observation 1 - Station de pompage Taylor (Nord)
Date et heure de la visite : 2019-09-10 11:00
Discipline : Gestion de l’intégrité
Catégories :
Installation :
Observations :
La station de pompage Taylor Nord fait partie du réseau Nord de Pouce Coupé et transporte des liquides de gaz naturel (LGN) du parc de stockage Taylor au terminal Belloy. Le pipeline a une longueur de 173 km et un diamètre nominal (NPS) de 10.La pression maximale d’exploitation (PME) pour la conduite est de 9 930 kPa. La station abrite deux pompes centrifuges, dont une est utilisée comme pompe de réserve. La pression est contrôlée par la variation de la vitesse de la pompe et la protection contre la surpression est assurée par les alarmes de haute pression, les arrêts de fonctionnement, les vannes de surpression thermique et les vannes de sûreté. L'arrêt de fonctionnement est déclenché à une pression inférieure à 110 % de la pression maximale d’exploitation. Les vannes de sûreté et les vannes de surpression thermique permettent une évacuation vers un ballon tampon du système de torchage et une torchère.Il a été déterminé que les inspections/essais des systèmes de contrôle de la pression et des systèmes limiteurs de pression, à l’exception des vannes de surpression thermique et des vannes de sûreté, doivent se faire tous les ans (au moins). Cette fréquence est conforme à l'article 10.9.5.2 de la norme CSA Z662-19 qui précise que l'inspection, l'évaluation et la mise à l'essai de ces systèmes doivent être effectuées au moins une fois par année civile, et à des intervalles ne dépassant pas 18 mois. Il a été déterminé que les vannes de surpression thermique et les vannes de sûreté doivent faire l’objet d’un entretien tous les dix ans et tous les cinq ans respectivement. À la demande des inspecteurs de la Régie, la société a fourni la fiche technique d’une vanne de surpression thermique et d’une vanne de sûreté pour examen. La société a confirmé qu’une fois l’entretien ou le service prévu terminé, le personnel responsable de l’intégrité des installations de Pembina examinerait les résultats et publierait un rapport d’état (avis Z3) avec des commentaires et l’intervalle recommandé. Les inspecteurs de la Régie ont demandé la documentation de l’examen et le rapport d’état pour la vanne de surpression thermique et la vanne de sûreté en question. (Voir la demande de renseignements – Station de pompage Taylor (Nord) – Calendrier d’entretien des vannes de surpression thermique et des vannes de sûreté.)Chacune des pompes est située dans un bâtiment distinct. Les bâtiments abritant les pompes sont dotés d'appareils de surveillance du gaz. Une alarme d'avertissement et un ventilateur sont déclenchés à 20 % de la limite inférieure d'explosivité (LIE), et l'arrêt d'urgence de la station est déclenché à 40 % de la LIE. Les bâtiments abritant les pompes sont dotés de systèmes de détection d’incendie qui déclenchent un arrêt complet de la ventilation et de la station lorsqu’un incendie est détecté. Les bâtiments sont également équipés de balises qui s’allument lorsque la station est en état d’alarme (incendie, détection de gaz). La société a indiqué que les systèmes de détection d’incendie et de gaz sont vérifiés tous les trois mois. Les bâtiments comportent également des persiennes automatisées pour faciliter la ventilation.On a observé qu’un bouton d’arrêt d’urgence est installé à l’intérieur du bâtiment P-1. Le bouton n’est pas facilement visible et accessible en cas d’urgence. (Voir l’avis de non-conformité – Station de pompage Taylor (Nord) – Emplacement du bouton d’arrêt d’urgence.)On a constaté qu’il manquait des étiquettes indiquant le nom du produit et le sens de l'écoulement dans le bâtiment P-2. (Voir l’avis de non-conformité – Station de pompage Taylor (Nord) – Étiquetage dans le bâtiment de pompage P-2.)Les pompes sont munies de vibromètres, de thermomètres et de dispositifs d'arrêt. Chaque pompe est équipée d’un interrupteur permettant d’arrêter la pompe localement.Les instruments de la station (capteurs et transmetteurs de température et de pression, par exemple) sont vérifiés une fois par an (au moins).La station dispose d’un séparateur souterrain équipé d’un transmetteur de niveau. La société a déclaré que ce récipient était inspecté par une tierce société tous les trois ans.Les vannes dans la station avaient des marques indiquant les positions d'ouverture et de fermeture et il a été confirmé qu'elles faisaient l'objet d'une inspection visuelle chaque semaine. Un programme d'entretien des vannes est en place afin d'inspecter le fonctionnement de celles-ci chaque année.Il y a plusieurs dispositifs d'arrêt d’urgence à bouton-poussoir dans la station de pompage; ceux-ci se trouvent à l'extérieur du bâtiment P-2 et du bâtiment d'appareillage électrique. Le bon fonctionnement des dispositifs d'arrêt d’urgence est vérifié une fois par année.La peinture recouvrant la tuyauterie hors sol de la station était en bon état. Le revêtement de l’interface sol-air semblait être en bon état. La tuyauterie était bien supportée, et il y avait des tampons isolants entre les supports et les conduites. La tuyauterie (à l’exception des tuyauteries d’aspiration et de refoulement P-2) portait des étiquettes pour indiquer le sens d’écoulement et identifier le produit. Puisqu’une partie de la tuyauterie de la station, y compris le séparateur, se trouve sous terre, la protection cathodique est maintenue sur l’ensemble du réseau. La société a déclaré que les données du redresseur sont relevées tous les mois et que des examens de la protection cathodique sont effectués chaque année. Des évaluations de la corrosion de la tuyauterie, y compris des examens par ultrasons de l’épaisseur de la tuyauterie de l’installation, sont effectuées périodiquement. La détection des fuites sur le pipeline se fait par bilan massique, et la détection des fuites sur le réseau pipelinier est surveillée et contrôlée par la salle de contrôle Sherwood Park.La station est équipée d’installations de lancement et de réception de racleurs. La société a déclaré que les joints toriques sont remplacés au besoin, ou annuellement.L'équipement portait les plaques nominatives requises.La communication sur le site se fait par SCADA et radio. En cas de perte de communication, l’automate programmable (AP) local reconnaît la perte de communication et il est programmé pour déclencher un arrêt progressif de la station. En cas de panne de courant, le système d’alimentation sans coupure (UPS) alimente l’automate et fournit au SCADA la fonctionnalité permettant de déclencher un arrêt progressif de la station. L’éclairage de secours de la station est alimenté par l’UPS.La station est clôturée, mais elle dispose de portes de sortie de secours avec barres antipaniques pour faciliter l'évacuation. Des panneaux signalant le nom de la société, les numéros de téléphone d'urgence, l'interdiction de fumer et des mises en garde sur la présence d'éthane sont installés à l’entrée de la station. Des manches à air étaient présentes.
Outil de conformité employé : Aucun outil de conformité employé
Observation 2 - Demande de renseignements – Station de pompage Taylor (Nord) – Calendrier d’entretien des vannes de surpression thermique et des vannes de sûreté
Il a été déterminé que les vannes de surpression thermique et les vannes de sûreté doivent faire l’objet d’un entretien tous les dix ans et tous les cinq ans respectivement. À la demande des inspecteurs de la Régie, la société a fourni la fiche technique d’une vanne de surpression thermique et d’une vanne de sûreté pour examen. La société a confirmé qu’une fois l’entretien ou le service prévu terminé, le personnel responsable de l’intégrité des installations de Pembina examinerait les résultats et publierait un rapport d’état (avis Z3) avec des commentaires et l’intervalle recommandé.
Outil de conformité employé : Demande de renseignements (DR)
Exigence réglementaire :
Article(s) pertinent(s) :
Mesure requise de la société :
Fournir les dossiers de l’examen effectué par le service d’intégrité des installations de Pembina et les rapports sur l’état émis pour les vannes PSV-0210 et TRV-01.
Échéance : 2019-10-11
Date de fermeture : 2019-10-23 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 3 - Avis de non-conformité – Station de pompage Taylor (Nord) – Emplacement du bouton d’arrêt d’urgence
Les inspecteurs de la Régie ont noté que le bouton-poussoir d'arrêt d’urgence du bâtiment de pompage P-1 se trouvait à l’intérieur du bâtiment. Le bouton-poussoir d'arrêt d’urgence n’était pas visible d’emblée et pourrait ne pas être facilement accessible en cas d’urgence.
Outil de conformité employé : Avis de non-conformité (ANC)
Déplacer le bouton-poussoir d’arrêt d’urgence à l’extérieur du bâtiment P-1 de manière à ce qu’il soit facilement visible et accessible en cas d’urgence. Fournir les documents à l’appui pour confirmer la mise en œuvre.
Échéance : 2019-11-29
Date de fermeture : 2019-10-08 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.
Observation 4 - Avis de non-conformité – Station de pompage Taylor (Nord) – Étiquetage dans le bâtiment de pompage P-2
On a constaté qu’il manquait des étiquettes indiquant le nom du produit et le sens de l'écoulement dans le bâtiment P-2.
Les conduites d’aspiration et de refoulement à l’intérieur du bâtiment de pompage P2 ne portaient pas d’étiquette indiquant le nom du produit ou le sens d’écoulement. La société doit apposer des étiquettes sur les conduites et fournir des photos confirmant que la tuyauterie de la station est clairement étiquetée pour indiquer le type de produit et le sens d’écoulement.
Observation 5 - Station de pompage Sweetwater
Date et heure de la visite : 2019-09-10 13:30
La station de pompage Sweetwater fait partie du réseau Nord de Pouce Coupé qui transporte des liquides de gaz naturel (LGN) du parc de stockage Taylor au terminal Belloy. Le pipeline a une longueur de 173 km et un diamètre nominal (NPS) de 10. Cette station construite en 2016 sert de station auxiliaire.La pression maximale d’exploitation (PME) pour la conduite est de 9 930 kPa. La station abrite deux pompes centrifuges, dont une est utilisée comme pompe de réserve. La pression est contrôlée par la variation de la vitesse de la pompe et la protection contre la surpression est assurée par les alarmes de haute pression, les arrêts de fonctionnement, les vannes de surpression thermique et les vannes de sûreté. L'arrêt de fonctionnement est déclenché à une pression inférieure à 110 % de la pression maximale d’exploitation. Les vannes de sûreté et les vannes de surpression thermique permettent une évacuation vers un ballon tampon du système de torchage et une torchère.Il a été déterminé que les inspections/essais des systèmes de contrôle de la pression et des systèmes limiteurs de pression, à l’exception des vannes de surpression thermique et des vannes de sûreté, doivent se faire tous les ans (au moins). Cette fréquence est conforme à l'article 10.9.5.2 de la norme CSA Z662-19 qui précise que l'inspection, l'évaluation et la mise à l'essai de ces systèmes doivent être effectuées au moins une fois par année civile, et à des intervalles ne dépassant pas 18 mois. Il a été déterminé que les vannes de surpression thermique et les vannes de sûreté doivent faire l’objet d’un entretien tous les dix ans et tous les cinq ans respectivement. La société a indiqué que la fréquence d’entretien des vannes de surpression thermique et des vannes de sûreté est généralement la même dans toutes les stations du réseau Nord de Pouce Coupé qui sont réglementées par la Régie. (Voir la demande de renseignements – Station de pompage Taylor (Nord) – Calendrier d’entretien des vannes de surpression thermique et des vannes de sûreté.)Les pompes sont situées dans un bâtiment à cet effet. Ce bâtiment est doté d'un appareil de surveillance du gaz. Une alarme d'avertissement et un ventilateur sont déclenchés à 20 % de la limite inférieure d'explosivité (LIE), et l'arrêt d'urgence de la station est déclenché à 40 % de la LIE. Les bâtiments abritant les pompes sont dotés de systèmes de détection d’incendie qui déclenchent un arrêt complet de la ventilation et de la station lorsqu’un incendie est détecté. Les bâtiments sont également équipés de balises qui s’allument lorsque la station est en état d’alarme (incendie, détection de gaz). La société a indiqué que les systèmes de détection d’incendie et de gaz sont vérifiés tous les trois mois. Les bâtiments comportent également des persiennes automatisées pour faciliter la ventilation.Les pompes sont munies de vibromètres, de thermomètres et de dispositifs d'arrêt. Chaque pompe est équipée d’un interrupteur permettant d’arrêter la pompe localement.Les instruments de la station (capteurs et transmetteurs de température et de pression, par exemple) sont vérifiés une fois par an (au moins).Le séparateur est chauffé et isolé. La société a indiqué que l’unité était assujettie à un cycle d’inspection de 10 ans.Les vannes dans la station avaient des marques indiquant les positions d'ouverture et de fermeture et il a été confirmé qu'elles faisaient l'objet d'une inspection visuelle chaque semaine. Un programme d'entretien des vannes est en place afin d'inspecter le fonctionnement de celles-ci chaque année.Il y a plusieurs dispositifs d'arrêt d’urgence à bouton-poussoir dans la station de pompage; ceux-ci se trouvent à l'extérieur du bâtiment abritant les pompes et du bâtiment d'appareillage électrique. Le bon fonctionnement des dispositifs d'arrêt d’urgence est vérifié une fois par année.La tuyauterie de la station est entièrement hors sol et la station est isolée du système de protection cathodique du pipeline. La peinture recouvrant la tuyauterie hors sol était en bon état. Le revêtement de l’interface sol-air semblait être en bon état. La tuyauterie était bien supportée, et il y avait des tampons isolants entre les supports et les conduites. La tuyauterie portait des étiquettes pour indiquer le sens d’écoulement et identifier le produit. Des évaluations de la corrosion de la tuyauterie, y compris des examens par ultrasons de l’épaisseur de la tuyauterie de l’installation, sont effectuées périodiquement. La détection des fuites sur le pipeline se fait par bilan massique, et la détection des fuites sur le réseau pipelinier est surveillée et contrôlée par la salle de contrôle Sherwood Park.La station est équipée d’installations de lancement et de réception de racleurs. La société a déclaré que les joints toriques sont remplacés au besoin, ou annuellement.L'équipement portait les plaques nominatives requises.La communication sur le site se fait par SCADA et radio. En cas de perte de communication, l’automate programmable (AP) local reconnaît la perte de communication et il est programmé pour déclencher un arrêt progressif de la station. En cas de panne de courant, le système d’alimentation sans coupure (UPS) alimente l’automate et fournit au SCADA la fonctionnalité permettant de déclencher un arrêt progressif de la station. L’éclairage de secours de la station est alimenté par l’UPS.Des panneaux signalant le nom de la société, les numéros de téléphone d'urgence, l'interdiction de fumer et des mises en garde sur la présence d'éthane sont installés à l’entrée de la station. Des manches à air étaient présentes.La station est clôturée, mais elle dispose de portes de sortie de secours avec barres antipaniques. On a observé que la clôture d’un côté de la station penchait vers l’intérieur et était en train de tomber (voir la photo), ce qui risquerait d’empêcher une évacuation efficace vers un lieu sûr en cas d’urgence. (Voir l’avis de non-conformité – Station de pompage Sweetwater – Clôture.)Après l’inspection de la Régie, la société a fourni des documents à l’appui indiquant qu’une mesure temporaire avait été prise pour que la porte de sortie du côté ouest soit accessible en cas d’urgence.
Observation 6 - Avis de non-conformité – Station de pompage Sweetwater – Clôture
La station est clôturée, mais elle dispose de portes de sortie de secours avec barres antipaniques. On a observé que la clôture d’un côté de la station penchait vers l’intérieur et était en train de tomber (voir la photo), ce qui risquerait d’empêcher une évacuation efficace vers un lieu sûr en cas d’urgence. (Voir l’avis de non-conformité – Station de pompage Sweetwater – Clôture.)Après l’inspection de la Régie, la société a fourni des documents à l’appui indiquant qu’une mesure temporaire avait été prise pour que la porte de sortie du côté ouest soit accessible en cas d’urgence.
Échéance : 2019-10-18
Observation 7 - Station Bonanza
Date et heure de la visite : 2019-09-11 09:15
La station Bonanza fait partie du réseau Nord de Pouce Coupé qui transporte des liquides de gaz naturel (LGN) du parc de stockage Taylor au terminal Belloy. Le pipeline a une longueur de 173 km et un diamètre nominal (NPS) de 10. Cette station était autrefois une station de pompage, mais elle a été vidée et isolée du réseau pipelinier.Au moment de l’inspection de la Régie, les seuls éléments opérationnels à cette station étaient les colonnes montantes du pipeline (souterrain à hors sol et hors sol à souterrain), le pipeline s’étendant hors sol entre les colonnes montantes, ainsi que les accessoires connexes (p. ex., vannes et instruments).La pression maximale d’exploitation (PME) pour la conduite est de 9 930 kPa. La station avait des vannes de sectionnement actionnées qui portaient des marques indiquant les positions d’ouverture et de fermeture. La société a indiqué qu’un programme d'entretien des vannes est en place afin d'inspecter le fonctionnement de celles-ci chaque année.Les instruments de la station (p. ex. transmetteurs de pression) sont vérifiés une fois par an (au moins).La peinture recouvrant la tuyauterie hors sol semblait en mauvais état (voir les photos). Il y avait de la rouille de surface tout le long des zones sans revêtement du pipeline. La chemise jaune souterraine était visible près de l’interface air-sol. De la rouille de surface était également visible à l’endroit où le revêtement souterrain se termine. Les inspecteurs de la Régie ont demandé des renseignements complémentaires sur l’évaluation du revêtement et de l’état du pipeline à cette station. Après l’inspection, la société a déclaré qu’une inspection interne du tronçon Taylor-Gordondale du pipeline avait été effectuée en novembre 2018. L’examen de l’inspection du tronçon de pipeline à cette station indiquait que l’outil d’inspection n’avait révélé aucun signe de corrosion ou de déformation géométrique. La société a ajouté que le personnel responsable de l’intégrité des pipelines de Pouce Coupé n’envoie généralement pas d’inspecteurs sur le terrain pour examiner les colonnes montantes qui peuvent être inspectées à l’aide d’outils intelligents. La peinture écaillée n’a pas été signalée à l’équipe responsable des installations et de l’intégrité des pipelines de Pouce Coupé à la suite d’inspections antérieures, mais le personnel d’exploitation de Pouce Coupé s’efforcera de peindre les colonnes montantes la saison prochaine. Les inspecteurs de la Régie ont demandé des renseignements complémentaires sur les activités d’exploitation et d’entretien de Pouce Coupé à la station Bonanza. (Voir la demande de renseignements ci-dessous.)La tuyauterie semblait bien supportée, mais les selles de lestage ont été enlevées et il manquait des tampons isolants entre un des supports et la tuyauterie. (Voir la demande de renseignements ci-dessous.)La tuyauterie portait des étiquettes pour indiquer le sens d’écoulement et identifier le produit.La société a indiqué que la protection cathodique était maintenue sur l’ensemble du système. La détection des fuites sur le pipeline se fait par bilan massique, et la détection des fuites sur le réseau pipelinier est surveillée et contrôlée par la salle de contrôle Sherwood Park.La station est clôturée, mais elle dispose de portes de sortie de secours avec barres antipaniques pour faciliter l'évacuation. Des panneaux signalant le nom de la société, les numéros de téléphone d'urgence, l'interdiction de fumer et des mises en garde sur la présence d'éthane sont installés à l’entrée de la station. Des manches à air étaient présentes.
L'article 9.1.5 de la norme CSA Z662-19 indique que la tuyauterie hors sol doit être inspectée pour déceler les signes de corrosion aux intervalles fixés dans les manuels d'exploitation et d'entretien de la société. Fournir les sections du manuel d'exploitation et d'entretien de Pouce Coupé s’appliquant à l’inspection et à l’évaluation de la tuyauterie hors sol dans les installations de Pouce Coupé. Inclure l’information sur les exigences relatives au revêtement des conduites hors sol, les intervalles d’inspection et de surveillance et le type d’évaluations effectuées.
Échéance : 2019-10-22
Date de fermeture : 2019-11-19 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.
Observation 8 - Station de pompage Spirit River
Date et heure de la visite : 2019-09-11 11:00
La station de pompage Spirit River fait partie du réseau Nord de Pouce Coupé qui transporte des liquides de gaz naturel (LGN) du parc de stockage Taylor au terminal Belloy. Le pipeline a une longueur de 173 km et un diamètre nominal (NPS) de 10. Cette station construite en 2016 sert de station auxiliaire.La pression maximale d’exploitation (PME) pour la conduite est de 9 930 kPa. La station abrite deux pompes centrifuges, dont une est utilisée comme pompe de réserve. La pression est contrôlée par la variation de la vitesse de la pompe et la protection contre la surpression est assurée par les alarmes de haute pression, les arrêts de fonctionnement, les vannes de surpression thermique et les vannes de sûreté. L'arrêt de fonctionnement est déclenché à une pression inférieure à 110 % de la pression maximale d’exploitation. Les vannes de sûreté et les vannes de surpression thermique permettent une évacuation vers un ballon tampon du système de torchage et une torchère.Il a été déterminé que les inspections/essais des systèmes de contrôle de la pression et des systèmes limiteurs de pression, à l’exception des vannes de surpression thermique et des vannes de sûreté, doivent se faire tous les ans (au moins). Cette fréquence est conforme à l'article 10.9.5.2 de la norme CSA Z662-19 qui précise que l'inspection, l'évaluation et la mise à l'essai de ces systèmes doivent être effectuées au moins une fois par année civile, et à des intervalles ne dépassant pas 18 mois. Il a été déterminé que les vannes de surpression thermique et les vannes de sûreté doivent faire l’objet d’un entretien tous les dix ans et tous les cinq ans respectivement. La société a indiqué que la fréquence d’entretien des vannes de surpression thermique et des vannes de sûreté est généralement la même dans toutes les stations du réseau Nord de Pouce Coupé qui sont réglementées par la Régie. (Voir la demande de renseignements – Station de pompage Taylor (Nord) – Calendrier d’entretien des vannes de surpression thermique et des vannes de sûreté.)Les pompes sont situées dans un bâtiment à cet effet. Ce bâtiment est doté d'un appareil de surveillance du gaz. Une alarme d'avertissement et un ventilateur sont déclenchés à 20 % de la limite inférieure d'explosivité (LIE), et l'arrêt d'urgence de la station est déclenché à 40 % de la LIE. Les bâtiments abritant les pompes sont dotés de systèmes de détection d’incendie qui déclenchent un arrêt complet de la ventilation et de la station lorsqu’un incendie est détecté. Les bâtiments sont également équipés de balises qui s’allument lorsque la station est en état d’alarme (incendie, détection de gaz). La société a indiqué que les systèmes de détection d’incendie et de gaz sont vérifiés tous les trois mois. Les bâtiments comportent également des persiennes automatisées pour faciliter la ventilation.On a observé que des liquides inflammables (p. ex., huile à pompe, lubrifiants) étaient entreposés dans un seau à l’intérieur du bâtiment de pompage en quantités supérieures à celles requises pour les besoins quotidiens. Il s'agit d'une non-conformité à l'article 10.9.1.5 de la norme CSA Z662-19. La non-conformité a été corrigée avant la fin de l'inspection. Les liquides ont été retirés du bâtiment. (Voir la non-conformité corrigée ci-dessous.)Les pompes sont munies de vibromètres, de thermomètres et de dispositifs d'arrêt. Chaque pompe est équipée d’un interrupteur permettant d’arrêter la pompe localement.Les instruments de la station (capteurs et transmetteurs de température et de pression, par exemple) sont vérifiés une fois par an (au moins).Le séparateur est chauffé et isolé. La société a indiqué que l’unité était assujettie à un cycle d’inspection de 10 ans.Les vannes dans la station avaient des marques indiquant les positions d'ouverture et de fermeture et il a été confirmé qu'elles faisaient l'objet d'une inspection visuelle chaque semaine. Un programme d'entretien des vannes est en place afin d'inspecter le fonctionnement de celles-ci chaque année.Il y a plusieurs dispositifs d'arrêt d’urgence à bouton-poussoir dans la station de pompage; ceux-ci se trouvent à l'extérieur du bâtiment abritant les pompes et du bâtiment d'appareillage électrique. Le bon fonctionnement des dispositifs d'arrêt d’urgence est vérifié une fois par année.La tuyauterie de la station est entièrement hors sol et la station est isolée du système de protection cathodique du pipeline. La peinture recouvrant la tuyauterie hors sol était en bon état. Le revêtement de l’interface sol-air semblait être en bon état. La tuyauterie était bien supportée, et il y avait des tampons isolants entre les supports et les conduites. La tuyauterie portait des étiquettes pour indiquer le sens d’écoulement et identifier le produit. Des évaluations de la corrosion de la tuyauterie, y compris des examens par ultrasons de l’épaisseur de la tuyauterie de l’installation, sont effectuées périodiquement. La détection des fuites sur le pipeline se fait par bilan massique, et la détection des fuites sur le réseau pipelinier est surveillée et contrôlée par la salle de contrôle Sherwood Park.La station est équipée d’installations de lancement et de réception de racleurs. La société a déclaré que les joints toriques sont remplacés au besoin, ou annuellement.L'équipement portait les plaques nominatives requises.La communication sur le site se fait par SCADA et radio. En cas de perte de communication, l’automate programmable (AP) local reconnaît la perte de communication et il est programmé pour déclencher un arrêt progressif de la station. En cas de panne de courant, le système d’alimentation sans coupure (UPS) alimente l’automate et fournit au SCADA la fonctionnalité permettant de déclencher un arrêt progressif de la station. L’éclairage de secours de la station est alimenté par l’UPS.La station est clôturée, mais elle dispose de portes de sortie de secours avec barres antipaniques pour faciliter l'évacuation. Des panneaux signalant le nom de la société, les numéros de téléphone d'urgence, l'interdiction de fumer et des mises en garde sur la présence d'éthane sont installés à l’entrée de la station. Des manches à air étaient présentes.
Observation 9 - Non-conformité corrigée – Station de pompage Spirit River – Entreposage de liquides inflammables
Discipline : Gestion de la sécurité
On a observé que des liquides inflammables (p. ex., huile à pompe, lubrifiants) étaient entreposés dans un seau à l’intérieur du bâtiment de pompage en quantités supérieures à celles requises pour les besoins quotidiens. Il s'agit d'une non-conformité à l'article 10.9.1.5 de la norme CSA Z662-19. La non-conformité a été corrigée avant la fin de l'inspection. Les liquides ont été retirés du bâtiment.
Outil de conformité employé : Non-conformité corrigée (NCC)
Divers articles (p. ex. huile à pompe, lubrifiants) qui ne sont pas nécessaires pour un usage quotidien étaient entreposés à l’intérieur du bâtiment de pompage. Il s’agit d’une non-conformité à l’article 10.9.1.5 de la norme CSA Z662-19. Pembina doit corriger cette non-conformité en retirant les articles en question.
Échéance : 2019-09-11
Date de fermeture : 2019-09-11 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.
Les situations de non-conformité se rattachant aux plans ou procédures de la société constituent un non-respect :
- de la condition d’une autorisation exigeant la mise en œuvre du plan ou de la procédure; ou
- de l’article pertinent de la réglementation, qui exige la mise en œuvre du plan ou de la procédure, y compris les articles exigeant la mise en œuvre des plans ou procédures dans le cadre d’un programme.