Canada Gazette du Part I

Canada Gazette du Part I
Vol. 141, no 49
Vol. 141, No. 49
Canada
Gazette
Gazette
du Canada
Part I
Partie I
OTTAWA, SATURDAY, DECEMBER 8, 2007
OTTAWA, LE SAMEDI 8 DÉCEMBRE 2007
NOTICE TO READERS
The Canada Gazette is published under authority of the
Statutory Instruments Act. It consists of three parts as described
below:
Part I
Material required by federal statute or regulation to
be published in the Canada Gazette other than items
identified for Parts II and III below — Published
every Saturday
Part II
Statutory Instruments (Regulations) and other classes
of statutory instruments and documents — Published
January 10, 2007, and at least every second
Wednesday thereafter
Part III
Public Acts of Parliament and their enactment
proclamations — Published as soon as is reasonably
practicable after Royal Assent
The Canada Gazette is available in most public libraries for
consultation.
To subscribe to, or obtain copies of, the Canada Gazette,
contact bookstores selling government publications as listed
in the telephone directory or write to Government of Canada
Publications, Public Works and Government Services Canada,
Ottawa, Canada K1A 0S5.
The Canada Gazette is also available free of charge on the
Internet at http://canadagazette.gc.ca. It is accessible in Portable
Document Format (PDF) and in HyperText Mark-up Language
(HTML) as the alternate format. The on-line PDF format of Parts I,
II and III is official since April 1, 2003, and is published simultaneously with the printed copy.
Canada Gazette
Yearly subscription
Canada
Outside Canada
Per copy
Canada
Outside Canada
Part I
Part II
Part III
$135.00
US$135.00
$67.50
US$67.50
$28.50
US$28.50
$2.95
US$2.95
$3.50
US$3.50
$4.50
US$4.50
AVIS AU LECTEUR
La Gazette du Canada est publiée conformément aux
dispositions de la Loi sur les textes réglementaires. Elle est
composée des trois parties suivantes :
Partie I
Textes devant être publiés dans la Gazette du
Canada conformément aux exigences d’une loi
fédérale ou d’un règlement fédéral et qui ne satisfont
pas aux critères des Parties II et III — Publiée le
samedi
Partie II
Textes réglementaires (Règlements) et autres catégories
de textes réglementaires et de documents — Publiée le
10 janvier 2007 et au moins tous les deux mercredis par
la suite
Partie III
Lois d’intérêt public du Parlement et les proclamations
énonçant leur entrée en vigueur — Publiée aussitôt que
possible après la sanction royale
On peut consulter la Gazette du Canada dans la plupart des
bibliothèques publiques.
On peut s’abonner à la Gazette du Canada ou en obtenir des
exemplaires en s’adressant aux agents libraires associés énumérés
dans l’annuaire téléphonique ou en s’adressant à : Publications
du gouvernement du Canada, Travaux publics et Services
gouvernementaux Canada, Ottawa, Canada K1A 0S5.
La Gazette du Canada est aussi offerte gratuitement sur Internet au
http://gazetteducanada.gc.ca. La publication y est accessible en
format de document portable (PDF) et en langage hypertexte
(HTML) comme média substitut. Le format PDF en direct des
Parties I, II et III est officiel depuis le 1er avril 2003 et est publié
en même temps que la copie imprimée.
Gazette du Canada
Abonnement annuel
Canada
Extérieur du Canada
Exemplaire
Canada
Extérieur du Canada
Partie I
Partie II
Partie III
135,00 $
135,00 $US
67,50 $
67,50 $US
28,50 $
28,50 $US
2,95 $
2,95 $US
3,50 $
3,50 $US
4,50 $
4,50 $US
REQUESTS FOR INSERTION
DEMANDES D’INSERTION
Requests for insertion should be directed to the Canada
Gazette Directorate, Public Works and Government Services
Canada, 350 Albert Street, 5th Floor, Ottawa, Ontario K1A 0S5,
613-996-2495 (telephone), 613-991-3540 (fax).
Les demandes d’insertion doivent être envoyées à la
Direction de la Gazette du Canada, Travaux publics et Services
gouvernementaux Canada, 350, rue Albert, 5e étage, Ottawa
(Ontario) K1A 0S5, 613-996-2495 (téléphone), 613-991-3540
(télécopieur).
Bilingual texts received as late as six working days before the
desired Saturday’s date of publication will, if time and other
resources permit, be scheduled for publication that date.
Un texte bilingue reçu au plus tard six jours ouvrables avant la
date de parution demandée paraîtra, le temps et autres ressources
le permettant, le samedi visé.
Each client will receive a free copy of the Canada Gazette for
every week during which a notice is published.
Pour chaque semaine de parution d’un avis, le client recevra un
exemplaire gratuit de la Gazette du Canada.
© Her Majesty the Queen in Right of Canada, 2007
Published by the Queen’s Printer for Canada, 2007
ISSN 1494-6076
© Sa Majesté la Reine du Chef du Canada, 2007
Publié par l’Imprimeur de la Reine pour le Canada, 2007
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
TABLE OF CONTENTS
TABLE DES MATIÈRES
Vol. 141, No. 49 — December 8, 2007
Vol. 141, no 49 — Le 8 décembre 2007
3379
Government notices .........................................................
Appointments ...............................................................
Notice of vacancies ......................................................
3380
3384
3390
Avis du Gouvernement ....................................................
Nominations .................................................................
Avis de postes vacants .................................................
3380
3384
3390
Parliament
House of Commons .....................................................
3399
Parlement
Chambre des communes ..............................................
3399
Commissions ...................................................................
(agencies, boards and commissions)
3400
Commissions ...................................................................
(organismes, conseils et commissions)
3400
Miscellaneous notices ......................................................
(banks; mortgage, loan, investment, insurance and
railway companies; other private sector agents)
3405
Avis divers .......................................................................
(banques; sociétés de prêts, de fiducie et
d’investissements; compagnies d’assurances et de
chemins de fer; autres agents du secteur privé)
3405
Index ...............................................................................
3413
Index ...............................................................................
3414
Supplements
Department of the Environment
Suppléments
Ministère de l’Environnement
3380
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
GOVERNMENT NOTICES
AVIS DU GOUVERNEMENT
DEPARTMENT OF THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Notice is hereby given that, pursuant to the provisions of
Part 7, Division 3, of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999, the conditions of Permit No. 4543-2-03417 are amended
as follows:
9. Total Quantity to Be Disposed of: Not to exceed 96 000 m3.
Avis est par les présentes donné que, aux termes des dispositions de la partie 7, section 3, de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), les conditions du permis no 45432-03417 sont modifiées comme suit :
9. Quantité totale à immerger : Maximum de 96 000 m3.
M. D. NASSICHUK
Environmental Stewardship
Pacific and Yukon Region
On behalf of the Minister of the Environment
L’intendance environnementale
Région du Pacifique et du Yukon
M. D. NASSICHUK
Au nom du ministre de l’Environnement
[49-1-o]
[49-1-o]
DEPARTMENT OF THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Notice is hereby given that, pursuant to the provisions of
Part 7, Division 3, of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999, Permit No. 4543-2-03442 is approved.
Avis est par les présentes donné que le permis no 4543-2-03442
est approuvé conformément aux dispositions de la partie 7, section 3, de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement
(1999).
1. Permittee: BelPacific Excavating and Shoring Ltd. Partnership, Burnaby, British Columbia.
1. Titulaire : BelPacific Excavating and Shoring Ltd. Partnership, Burnaby (Colombie-Britannique).
2. Type of Permit: To load waste or other matter for the purpose
of disposal at sea and to dispose of waste or other matter at sea.
2. Type de permis : Permis de charger des déchets ou d’autres
matières pour l’immersion en mer et d’immerger en mer des déchets ou d’autres matières.
3. Term of Permit: Permit is valid from January 8, 2008, to January 7, 2009.
3. Durée du permis : Le permis est valide du 8 janvier 2008 au
7 janvier 2009.
4. Loading Site(s): Various approved sites in Greater Vancouver,
British Columbia, at approximately 49°16.35′ N, 123°06.70′ W.
4. Lieu(x) de chargement : Divers lieux approuvés dans le Grand
Vancouver (Colombie-Britannique), à environ 49°16,35′ N.,
123°06,70′ O.
5. Disposal Site(s): Point Grey Disposal Site, within a one nautical
mile radius and with a centre point of 49°15.40′ N, 123°22.10′ W.
5. Lieu(x) d’immersion : Lieu d’immersion de la pointe Grey,
dans la zone s’étendant jusqu’à un mille marin et ayant comme
point central 49°15,40′ N., 123°22,10′ O.
6. Route to Disposal Site(s): Direct.
7. Method of Loading: Conveyor belts or trucks.
8. Method of Disposal: Bottom dump scow or end dumping.
6. Parcours à suivre : Direct.
7. Mode de chargement : Chargement à l’aide de tapis roulants
ou de camions.
8. Mode d’immersion : Chalands à bascule ou à clapets.
9. Waste and Other Matter to Be Disposed of: Inert, inorganic
geological matter.
9. Déchets et autres matières à immerger : Matières géologiques
inertes et inorganiques.
10. Total Quantity to Be Disposed of: Not to exceed 200 000 m3.
11. Requirements and Restrictions:
11.1. The Permittee must obtain a letter of approval from the
permit-issuing office for each loading and disposal activity prior
to undertaking the work.
11.2. The Permittee must ensure that all contractors involved in
the loading or disposal for which the permit is issued are made
aware of the conditions identified in the permit and of the possible
consequences of any violation of these conditions.
10. Quantité totale à immerger : Maximum de 200 000 m3.
11. Exigences et restrictions :
11.1. Avant d’entreprendre les travaux, le titulaire doit obtenir
une lettre d’approbation du bureau émetteur pour chaque activité
de chargement ou d’immersion.
11.2. Le titulaire doit s’assurer que tous les entrepreneurs qui
prennent part aux opérations de chargement et d’immersion pour
lesquelles le permis a été accordé sont au courant des conditions
mentionnées dans le permis ainsi que des conséquences possibles
du non-respect de ces conditions.
11.3. Le titulaire doit s’assurer que des copies du permis, de la
lettre d’envoi ainsi que de la lettre d’approbation se trouvent à
11.3. The Permittee must ensure that copies of the permit, of
the letter of transmittal and of the letter of approval are displayed
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
at each loading site, on all towing vessels, loading platforms and
equipment involved in excavation and disposal at sea activities.
3381
M. D. NASSICHUK
Environmental Stewardship
Pacific and Yukon Region
On behalf of the Minister of the Environment
bord de tous les bateaux-remorques, de toutes les plates-formes
ou de tout matériel servant aux opérations de dragage et d’immersion en mer.
11.4. Le titulaire doit informer la Division de l’application de
la loi d’Environnement Canada, Région du Pacifique et du Yukon, par télécopieur au 604-666-9059, ou par courriel à Gerry
Mitchell, à l’adresse gerry.mitchell@ec.gc.ca, au moins 48 heures
avant de commencer les travaux de chargement ou d’immersion.
11.5. Le titulaire doit présenter au directeur régional, Direction
des activités de protection de l’environnement, Région du Pacifique et du Yukon, dans les 30 jours suivant la date d’expiration du
permis, une liste des travaux achevés conformément au permis
indiquant la nature et la quantité de matières immergées à chaque
lieu de chargement, les dates auxquelles les activités ont eu lieu,
ainsi que le lieu d’immersion.
L’intendance environnementale
Région du Pacifique et du Yukon
M. D. NASSICHUK
Au nom du ministre de l’Environnement
[49-1-o]
[49-1-o]
11.4. The Permittee must inform Environment Canada’s Environmental Enforcement Division, Pacific and Yukon, by fax at
604-666-9059 or by email to Gerry Mitchell at gerry.mitchell@
ec.gc.ca, prior to, and within 48 hours of, any loading or disposal.
11.5. The Permittee must submit to the Regional Director, Environmental Protection Operations Directorate, Pacific and Yukon
Region, within 30 days of the expiry of the permit, a list of all
activities completed pursuant to the permit, including the nature
and quantity of matter disposed of from the loading site, the dates
on which the activities occurred and the disposal site used.
DEPARTMENT OF THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Notice is hereby given that, pursuant to the provisions of
Part 7, Division 3, of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999, Permit No. 4543-2-03445 is approved.
Avis est par les présentes donné que le permis no 4543-2-03445
est approuvé conformément aux dispositions de la partie 7, section 3, de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement
(1999).
1. Titulaire : Fraser River Pile and Dredge, Vancouver (ColombieBritannique).
2. Type de permis : Permis de charger des déchets ou d’autres
matières pour l’immersion en mer et d’immerger en mer des déchets ou d’autres matières.
3. Durée du permis : Le permis est valide du 8 janvier 2008 au
7 janvier 2009.
4. Lieu(x) de chargement : CIPA Lumber, Delta (ColombieBritannique), à environ 49°15,40′ N., 123°22,10′ O.
5. Lieu(x) d’immersion : Lieu d’immersion de la pointe Grey,
dans la zone s’étendant jusqu’à un mille marin et ayant comme
point central 49°15,40′ N., 123°21,90′ O.
6. Parcours à suivre : Direct.
7. Mode de chargement : Drague à benne preneuse ou à demicoquille, drague suceuse-porteuse, drague suceuse et canalisation.
8. Mode d’immersion : Drague suceuse-porteuse, chalands à
bascule ou à clapets.
9. Déchets et autres matières à immerger : Matières draguées
et/ou substances volumineuses.
10. Quantité totale à immerger : Maximum de 12 000 m3.
11. Exigences et restrictions :
11.1. Le titulaire doit s’assurer que des efforts raisonnables ont
été faits pour empêcher le dépôt des câbles de flottage du bois
dans le matériel approuvé pour le chargement et l’immersion en
mer et/ou enlever les câbles de flottage du bois du matériel approuvé pour le chargement et l’immersion en mer.
11.2. Le titulaire doit s’assurer que tous les entrepreneurs qui
prennent part aux opérations de chargement et d’immersion pour
lesquelles le permis a été accordé sont au courant des conditions
mentionnées dans le permis ainsi que des conséquences possibles
du non-respect de ces conditions.
1. Permittee: Fraser River Pile and Dredge, Vancouver, British
Columbia.
2. Type of Permit: To load waste or other matter for the purpose
of disposal at sea and to dispose of waste or other matter at sea.
3. Term of Permit: Permit is valid from January 8, 2008, to January 7, 2009.
4. Loading Site(s): CIPA Lumber, Delta, British Columbia, at
approximately 49°15.40′ N, 123°22.10′ W.
5. Disposal Site(s): Point Grey Disposal Site, within one nautical
mile radius and centre point of 49°15.40′ N, 123°21.90′ W.
6. Route to Disposal Site(s): Direct.
7. Method of Loading: Clamshell dredge, hopper dredge, cutter
suction dredge and pipeline.
8. Method of Disposal: Hopper dredge, hopper barge or end
dumping.
9. Waste and Other Matter to Be Disposed of: Dredged material
and/or bulky substances.
10. Total Quantity to Be Disposed of: Not to exceed 12 000 m3.
11. Requirements and Restrictions:
11.1. The Permittee must ensure that every effort is made to
prevent the deposition of log bundling strand into material approved for loading and disposal at sea and/or remove log bundling strand from material approved for loading and disposal at
sea.
11.2. The Permittee must ensure that all contractors involved in
the loading or disposal for which the permit is issued are made
aware of the conditions identified in the permit and of the possible
consequences of any violation of these conditions.
3382
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
11.3. The Permittee must ensure that a copy of the permit and
of the letter of transmittal is carried on all towing vessels, loading
platforms and equipment involved in disposal at sea activities.
M. D. NASSICHUK
Environmental Stewardship
Pacific and Yukon Region
On behalf of the Minister of the Environment
11.3. Le titulaire doit s’assurer qu’une copie du permis et de la
lettre d’envoi se trouve à bord de tous les bateaux-remorques, de
toutes les plates-formes ou de tout matériel servant aux opérations
d’immersion en mer.
11.4. Le titulaire doit informer la Division de l’application de
la loi d’Environnement Canada, Région du Pacifique et du Yukon, par télécopieur au 604-666-9059, ou par courriel à Gerry
Mitchell, à l’adresse gerry.mitchell@ec.gc.ca, au moins 48 heures
avant de commencer les travaux de chargement ou d’immersion.
11.5. Le titulaire doit présenter au directeur régional, Direction
des activités de protection de l’environnement, Région du Pacifique et du Yukon, dans les 30 jours suivant la date d’expiration du
permis, une liste des travaux achevés conformément au permis
indiquant la nature et la quantité de matières immergées à chaque
lieu de chargement, les dates auxquelles les activités ont eu lieu,
ainsi que le lieu d’immersion.
L’intendance environnementale
Région du Pacifique et du Yukon
M. D. NASSICHUK
Au nom du ministre de l’Environnement
[49-1-o]
[49-1-o]
11.4. The Permittee must inform Environment Canada’s Environmental Enforcement Division, Pacific and Yukon, by fax at
604-666-9059 or by email to Gerry Mitchell at gerry.mitchell@
ec.gc.ca, prior to, and within 48 hours of, any loading or disposal.
11.5. The Permittee must submit to the Regional Director, Environmental Protection Operations Directorate, Pacific and Yukon
Region, within 30 days of the expiry of the permit, a list of all
activities completed pursuant to the permit, including the nature
and quantity of matter disposed of from the loading site, the dates
on which the activities occurred and the disposal site used.
DEPARTMENT OF THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Order 2007-87-09-02 Amending the Non-domestic Substances
List
Arrêté 2007-87-09-02 modifiant la Liste extérieure
Whereas, pursuant to subsections 87(1) and (5) of the Canadian Environmental Protection Act, 1999a, the Minister of the Environment has added the substances referred to in the annexed
Order to the Domestic Substances List;
Therefore, the Minister of the Environment, pursuant to subsections 87(1) and (5) of the Canadian Environmental Protection
Act, 1999a, hereby makes the annexed Order 2007-87-09-02
Amending the Non-domestic Substances List.
Ottawa, November 23, 2007
JOHN BAIRD
Minister of the Environment
Attendu que, conformément aux paragraphes 87(1) et (5) de la
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)a, le
ministre de l’Environnement a inscrit sur la Liste intérieure les
substances visées par l’arrêté ci-après,
À ces causes, en vertu des paragraphes 87(1) et (5) de la Loi
canadienne sur la protection de l’environnement (1999)a, le ministre de l’Environnement prend l’Arrêté 2007-87-09-02 modifiant la Liste extérieure, ci-après.
Ottawa, le 23 novembre 2007
Le ministre de l’Environnement
JOHN BAIRD
ORDER 2007-87-09-02 AMENDING THE
NON-DOMESTIC SUBSTANCES LIST
ARRÊTÉ 2007-87-09-02 MODIFIANT
LA LISTE EXTÉRIEURE
AMENDMENTS
MODIFICATIONS
1
1. Part I of the Non-domestic Substances List is amended by
deleting the following:
1. La partie I de la Liste extérieure1 est modifiée par radiation de ce qui suit :
68856-15-5
68856-15-5
88497-57-8
442168-12-9
2. Part II of the List is amended by deleting the following:
17592-6
Methylenebis(alkylureylenebenzene)
Méthylènebis(alkyluréylènebenzène)
17592-6
———
a
a
S.C. 1999, c. 33
Supplement, Canada Gazette, Part I, January 31, 1998
442168-12-9
2. La partie II de la même liste est modifiée par radiation
de ce qui suit :
———
1
88497-57-8
1
Methylenebis(alkylureylenebenzene)
Méthylènebis(alkyluréylènebenzène)
L.C. 1999, ch. 33
Supplément, Gazette du Canada, Partie I, 31 janvier 1998
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
3383
COMING INTO FORCE
ENTRÉE EN VIGUEUR
3. This Order comes into force on the day on which
Order 2007-87-09-01 Amending the Domestic Substances List
comes into force.
3. Le présent arrêté entre en vigueur à la date d’entrée en
vigueur de l’Arrêté 2007-87-09-01 modifiant la Liste intérieure.
[49-1-o]
[49-1-o]
DEPARTMENT OF FOREIGN AFFAIRS AND
INTERNATIONAL TRADE
MINISTÈRE DES AFFAIRES ÉTRANGÈRES ET DU
COMMERCE INTERNATIONAL
INVITATION TO SUBMIT VIEWS
INVITATION À SOUMETTRE DES POINTS DE VUE
Trade negotiators are seeking views on the market access
implications for Canadian trade in services of the
enlargement of the European Union
Les négociateurs commerciaux du Canada souhaitent connaître
le point de vue des Canadiens concernant l’incidence en matière
d’accès aux marchés de l’élargissement de l’Union européenne
sur le commerce canadien des services
Detail
Détails
The General Agreement on Trade in Services (GATS) is one
of World Trade Organization (WTO) agreements. WTO/GATS
came into force in 1995 and provides a framework of rules for
trade in services based on the fundamental principles of nondiscrimination and transparency. It allows countries to make binding
commitments to liberalize trade in services.
L’Accord général sur le commerce des services (AGCS)
s’inscrit dans le cadre de l’Organisation mondiale du commerce
(OMC). Entré en vigueur en 1995, l’AGCS établit un ensemble
de règles régissant le commerce des services, qui sont basées sur
les principes fondamentaux de la non-discrimination et de la transparence. Il permet aux pays de prendre des engagements obligatoires en vue de la libéralisation du commerce des services.
L’Union européene (UE) a donné avis de son intention de retirer ou de modifier certaines des obligations qu’elle a aux termes
de l’AGCS. Plus particulièrement, l’UE souhaite retirer ou modifier les obligations commerciales de la Bulgarie et de la Roumanie, qui ont récemment accédé à l’UE.
L’AGCS permet de retirer ou de modifier les obligations commerciales souscrites. Toutefois, si un membre le fait, d’autres
peuvent lui demander des concessions commerciales compensatoires si ces mesures ont un impact négatif sur leurs intérêts. Conformément aux procédures de l’AGCS, et en fonction des résultats de consultations et d’analyses, le Canada et d’autres membres
de l’OMC peuvent revendiquer un droit de consultations avec
l’UE en vue de conclure un accord sur toute concession commerciale nécessaire.
Pour défendre les intérêts canadiens, il est essentiel de comprendre les activités des entreprises et des particuliers du Canada
qui font le commerce des services dans ces marchés. Le commerce des services peut se faire sur une base transfrontalière (que
les services soient rendus en personne, par des moyens électroniques ou autrement), au moyen d’un investissement ou par l’intermédiaire d’une succursale ou d’une filiale. Comme nous l’avons
fait lors de l’accession d’autres membres à l’UE, nous sollicitons
l’apport des Canadiens et surtout des sociétés canadiennes qui
mènent activement des activités d’exportation à destination de la
Bulgarie et de la Roumanie ou qui y ont fait des investissements.
Certains domaines devant faire l’objet de modifications comprennent de nouvelles restrictions relatives aux services publics, aux
filiales, aux succursales, aux organismes, aux bureaux de représentation et aux subventions.
Si vous croyez que la modification des engagements pris par
les pays énumérés ci-dessus dans le cadre de l’AGCS peut nuire
au commerce des services du Canada, nous vous encourageons
à communiquer avec Affaires étrangères et Commerce international Canada. Toutes les communications individuelles seront tenues confidentielles et seules des données regroupées seront analysées et publiées.
The European Union (EU) has notified its intention to withdraw or modify some of the obligations that it has under the WTO/
GATS. Specifically, the EU is seeking to withdraw or modify the
trade obligations of Bulgaria and Romania who have recently
acceded to the EU.
The WTO/GATS does allow for the withdrawal or modification of trade obligations. However, when a member does so, other
WTO/GATS members may seek compensatory trade concessions
if their interests are adversely affected by such a modification or
withdrawal. Pursuant to the GATS procedures and depending on
the results of consultations and analyses, Canada (and other WTO
members) may submit a claim of interest requesting consultations
with the EU with a view to reaching an agreement on any necessary trade concessions.
Understanding the activities of Canadians and Canadian businesses who trade services in these markets is essential to representing Canadian interests. Trade in services could be taking
place on a cross-border basis (whether these services are delivered in person, electronically or otherwise) or via an investment,
branch office or subsidiary. As was done at the time of previous
accessions to the EU, we are seeking input from Canadians and
especially from Canadian companies who are actively exporting
to, or who have investments in Bulgaria and Romania. Some of
the areas which are being modified include new limitations related to public utilities, subsidiaries, branches, agencies, representative offices and subsidies.
If you believe that Canada’s services trade may be adversely
affected by a change of GATS commitments of the countries
listed above, we would encourage you to contact Foreign Affairs
and International Trade Canada. All individual responses will be
kept confidential and only aggregate data will be analysed and
released.
3384
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
The following are a few examples of the specific information
sought:
— What are your sectors or areas of business?
— What are the specific types of commercial transactions taking
place?
— What is the magnitude of the business activities, including
annual revenues?
— How are these services being provided, on a cross-border
basis (delivered either electronically or in person), or through
a branch, subsidiary or investment?
Voici quelques exemples de renseignements précis que nous
recherchons :
— Quels sont vos secteurs ou domaines d’activités?
— Quelles opérations commerciales précises ont lieu?
— Quelle est l’importance des activités commerciales, y compris
les recettes annuelles?
— Comment ces services sont-ils rendus : sur une base transfrontalière (en personne ou par des moyens électroniques), par l’intermédiaire d’une succursale ou d’une filiale ou au moyen d’un
investissement?
Contact information
Coordonnées
Written submissions may be made to the Services Trade Policy
Division of Foreign Affairs and International Trade Canada, electronically at GATS@international.gc.ca or by fax at 613-9440058.
Enquiries may be made to GATS@international.gc.ca or by telephone at 613-944-0487.
Vous pouvez envoyer vos observations écrites à la Direction de
la politique commerciale sur les services d’Affaires étrangères et
Commerce international Canada, par courriel à l’adresse GATS@
international.gc.ca ou par télécopieur au 613-944-0058.
Vous pouvez également obtenir des renseignements en écrivant
à l’adresse GATS@international.gc.ca ou en téléphonant au 613944-0487.
Date
Délai
Submissions must be received no later than January 4, 2008.
Les observations doivent être reçues au plus tard le 4 janvier
2008.
[49-1-o]
[49-1-o]
DEPARTMENT OF INDUSTRY
MINISTÈRE DE L’INDUSTRIE
OFFICE OF THE REGISTRAR GENERAL
BUREAU DU REGISTRAIRE GÉNÉRAL
Appointments
Nominations
Name and position/Nom et poste
Order in Council/Décret en conseil
Bateman, The Hon./L’hon. Nancy
Government of Nova Scotia/Gouvernement de la Nouvelle-Écosse
Administrator/Administrateur
November 20 and 23, 2007/Les 20 et 23 novembre 2007
2007-1744
Christopher, Terrance J.
Usher of the Black Rod/Huissier du Bâton noir
2007-1771
Forster Smith, The Hon./L’hon. Heather
Government of Ontario/Gouvernement de l’Ontario
Administrator/Administrateur
November 15 to 18 and November 21 to 25, 2007/Du 15 au 18 novembre et
du 21 au 25 novembre 2007
2007-1743
Forster Smith, The Hon./L’hon. Heather
Government of Ontario/Gouvernement de l’Ontario
Administrator/Administrateur
December 12 to 15, 2007/Du 12 au 15 décembre 2007
2007-1782
Johnston, David
Inquiries Act — Independent Adviser/Loi sur les enquêtes — Conseiller
indépendant
Special adviser to the Prime Minister/Conseiller spécial auprès du premier
ministre
2007-1719
Monnin, The Hon./L’hon. Michel
Government of Manitoba/Gouvernement du Manitoba
Administrator/Administrateur
November 27 to December 4, 2007/Du 27 novembre au 4 décembre 2007
2007-1787
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
Name and position/Nom et poste
3385
Order in Council/Décret en conseil
Picard, The Hon./L’hon. Ellen Irene
Government of Alberta/Gouvernement de l’Alberta
Administrator/Administrateur
November 13 and 14, 2007/Les 13 et 14 novembre 2007
November 27, 2007
2007-1718
Le 27 novembre 2007
JACQUELINE GRAVELLE
Manager
La gestionnaire
JACQUELINE GRAVELLE
[49-1-o]
[49-1-o]
DEPARTMENT OF INDUSTRY
MINISTÈRE DE L’INDUSTRIE
RADIOCOMMUNICATION ACT
LOI SUR LA RADIOCOMMUNICATION
Notice No. DGRB-010-07 — Consultation on proposed
conditions of licence to mandate roaming and antenna
tower and site sharing and to prohibit exclusive site
arrangements
Avis no DGRB-010-07 — Consultation au sujet de la proposition
visant à rendre obligatoires l’itinérance, le partage des pylônes
d’antennes et des emplacements, ainsi qu’à interdire
l’exclusivité des emplacements
Intent
Intention
In the policy document entitled Policy Framework for the Auction for Spectrum Licences for Advanced Wireless Services and
other Spectrum in the 2 GHz Range, published on November 28,
2007, the Minister announced his decision to mandate roaming
among cellular, Personal Communications Services (PCS), and
Advanced Wireless Services (AWS) licensees, to mandate antenna tower and site sharing, and to prohibit exclusive site arrangements for all licensees.
Dans le document de politique intitulé Politique-cadre pour la
délivrance de licences de spectre par enchères relatives aux services sans fil évolués et autres bandes de fréquences dans la
gamme de 2 GHz, publié le 28 novembre 2007, le ministre a annoncé sa décision de rendre obligatoire l’itinérance pour les titulaires de licences de cellulaires, de services de communications
personnelles (SCP) et de services sans fil évolués (SSFE); de
rendre obligatoire le partage des pylônes d’antennes et des emplacements et d’interdire l’exclusivité des emplacements pour tous
les titulaires.
Comme ces mesures exigent que les conditions actuelles des licences ou d’autres autorisations soient modifiées, la présente
consultation vise à recueillir une contribution au sujet des conditions nécessaires pour rendre obligatoires l’itinérance, le partage
des pylônes d’antennes et des emplacements, et pour interdire
l’exclusivité des emplacements. La Circulaire des procédures concernant les clients 2-0-03, Systèmes d’antennes de radiocommunication et de radiodiffusion (CPC-2-0-03) pourrait aussi être modifiée par suite de ces consultations.
Il faut noter que ces conditions de l’octroi de licences ne supplanteraient pas les règlements, les décisions ou les tarifs approuvés ou sur le point de l’être par le Conseil de la radiodiffusion et
des télécommunications canadiennes (CRTC), ni aucune entente
existante entre titulaires de licence, dans la mesure où il y a concordance avec la politique.
Since these policy measures require amendments to existing
conditions of licence or other authorizations, this consultation is
being undertaken to obtain input regarding the necessary conditions to implement the policies of mandatory roaming and mandatory antenna tower and site sharing, including the prohibition of
exclusive site arrangements. Consequential amendments to Client
Procedures Circular 2-0-03, Radiocommunication and Broadcasting Antenna Systems (CPC-2-0-03) may also be effected pursuant
to this consultation exercise.
It should be noted that these conditions of licence would not
supplant nor obviate any existing or pending rulings, decisions, or
tariffs approved by the Canadian Radio-television and Telecommunications Commission (CRTC) or any existing agreements between licensees insofar as they are consistent with this policy.
Background
Contexte
Under paragraph 5(1)(b) of the Radiocommunication Act, the
Minister may, taking into account all matters that the Minister
considers relevant for ensuring the orderly establishment or modification of radio stations and the orderly development and efficient operation of radiocommunication in Canada, amend the
terms and conditions of any licence, certificate or authorization.
En vertu de l’alinéa 5(1)b) de la Loi sur la radiocommunication, le ministre peut prendre en compte toutes les questions qu’il
juge pertinentes pour garantir l’établissement ou la modification ordonnée de stations radio, le développement ordonné et le
fonctionnement efficient de la radiocommunication au Canada,
modifier les modalités d’une licence, d’un certificat ou d’une
autorisation.
L’obligation pour les titulaires de licence de partager l’infrastructure et les emplacements avait été recommandée dans le
cadre de L’examen de la politique nationale sur les pylônes
d’antenne et par le Groupe d’étude sur le cadre réglementaire des
télécommunications. Conformément aux recommandations contenues dans leurs rapports, la version actualisée de la CPC-2-0-03
d’Industrie Canada, qui entre en vigueur le 1er janvier 2008, exige
que les promoteurs de nouveaux pylônes d’antennes recherchent
une infrastructure et des emplacements existants, et oblige les
The requirement for licensees to share supporting structures
and sites was a recommendation of the National Antenna Tower
Policy Review and the Telecommunications Policy Review Panel.
Consistent with the recommendations in their reports, the updated
version of Industry Canada’s CPC-2-0-03, which comes into
force on January 1, 2008, requires proponents of new antenna
towers to search for existing sites and supporting structures, and
requires licensees and site owners/operators to enter into good
faith negotiations to share sites where technically feasible. This
3386
Canada Gazette Part I
decision is pursuant to comments received in the National Antenna Tower Policy Review and the Consultation on a Framework to Auction Spectrum in the 2 GHz Range including Advanced Wireless Services.
Aside from questions of technical feasibility, it is recognized
that coming to a negotiated business agreement can delay roaming and sharing. Therefore, the proposed conditions which follow
state that where it is technically feasible, but where licensees cannot finalize negotiations, parties will submit their business disputes to independent binding arbitration in order to finalize the
matter. Most provincial and territorial arbitration legislation provides that, unless otherwise specified by agreement,
1. if no other mode of arbitration is suggested, the matter will
be referred to a single arbitrator;
2. the Court can appoint an arbitrator if the parties cannot agree
upon one;
3. arbitrators can ask for reports, submissions, and evidence
under oath and can generally set the procedural rules for the arbitration in the absence of agreement upon these points;
4. in the absence of an agreement to deal with costs, the arbitrator can make an award of costs; and
5. the decision of an arbitrator is binding and legally enforceable through the courts.
There are also various model arbitration agreements which
can be referred to in default of a specific agreement between the
parties.
December 8, 2007
titulaires de licence et les propriétaires-exploitants des emplacements à négocier de bonne foi le partage des emplacements dans
la mesure où cela est faisable techniquement. Cette décision est
conforme aux commentaires reçus dans le cadre de L’examen de
la politique nationale sur les pylônes d’antenne et de la Consultation sur un cadre de mise aux enchères de fréquences dans la
gamme de 2 GHz, y compris pour les services sans fil évolués.
Indépendamment des questions de faisabilité technique, il est
reconnu que la négociation d’une entente peut retarder l’itinérance et le partage. C’est pourquoi les conditions proposées qui
suivent précisent que, lorsque c’est faisable techniquement, mais
que les titulaires de licence ne peuvent mener à terme les négociations, les parties soumettent leurs différends à l’arbitrage exécutoire indépendant pour régler la question. La plupart des textes
législatifs provinciaux et territoriaux prévoient que, sauf indication contraire dans l’entente,
1. si aucun autre mode d’arbitrage n’est proposé, la question est
renvoyée à un seul arbitre;
2. le tribunal peut nommer un arbitre si les parties ne s’entendent pas sur le choix d’un arbitre;
3. les arbitres peuvent demander que leur soient présentés des
rapports, des soumissions et des éléments de preuve sous serment et ils peuvent généralement établir les règles de procédures pour l’arbitrage, en l’absence d’entente sur ces questions;
4. en l’absence d’une entente sur la question des coûts, l’arbitre
peut décider comment les répartir;
5. la décision de l’arbitre est exécutoire par l’intermédiaire des
tribunaux.
Il existe également divers modèles d’ententes d’arbitrage qui
peuvent être consultés en l’absence d’une entente spécifique entre
les parties.
Conditions of licence for mandatory antenna tower and site
sharing and prohibition of exclusive site arrangements
Conditions de licence relatives au partage obligatoire des pylônes
d’antennes et des emplacements et interdiction de l’exclusivité
des emplacements
Industry Canada proposes to add the following conditions of licence for mandating antenna tower and site sharing and prohibiting exclusive site arrangements to all spectrum licences, radio
licences and broadcasting certificates (“Licensees”).
Industrie Canada propose d’assortir les licences des conditions
suivantes pour rendre obligatoire le partage des pylônes d’antennes et le partage des emplacements, ainsi que pour interdire
l’exclusivité des emplacements, dans le cas de toutes les licences
du spectre, les licences de radio et les certificats de radiodiffusion
(titulaires de licence).
1. Les titulaires de licence doivent faciliter le partage des emplacements choisis pour les antennes, y compris les toits, et l’infrastructure de soutien (« emplacements ») et ne pas empêcher ou
contribuer à empêcher d’autres exploitants d’antennes de radiocommunication (« exploitants ») d’avoir accès aux emplacements.
Sans limiter le caractère général de ce qui précède, dans le cas où
un titulaire de licence est partie à une entente contenant une disposition interdisant à tout autre exploitant de se servir d’un emplacement, le titulaire de la licence doit alors consentir à renoncer
à cette partie de l’entente pour faciliter le partage des emplacements ainsi qu’une éventuelle demande de partage. De plus, les
titulaires de licence ne doivent pas conclure ni renouveler des
ententes de manière à empêcher d’autres exploitants de se servir
d’un emplacement;
2. Les titulaires de licence doivent procéder au partage chaque
fois que c’est techniquement faisable, sauf en cas de préoccupations relatives à la sécurité nationale ou si l’emplacement ne sert
qu’à la jouissance personnelle;
3. Afin de satisfaire le critère de partage conformément à la
présente licence, le titulaire doit donner suite dans les 30 jours
aux demandes de partage présentées par n’importe quel autre
exploitant :
a) s’il est techniquement possible d’accéder à la demande, le titulaire doit fournir à l’exploitant une réponse et une offre relative
1. Licensees must facilitate sharing of antenna sites, including
rooftops, and supporting structures [“Site(s)”] and not cause or
contribute to the exclusion of other radiocommunication antenna
operators [“Operator(s)”] from gaining access to Sites. Without
limiting the generality of the foregoing, where a Licensee is party
to an agreement that includes a provision excluding other Operators from the use of a Site, then, in order to facilitate the sharing
of Sites, the Licensee must consent to waiving that portion of the
agreement to facilitate a request to share. Further, Licensees must
not enter into or renew agreements that exclude other Operators
from using a Site;
2. Licensees must share where technically feasible, except
where national security concerns exist or the Site is used solely
for personal enjoyment;
3. In order to fulfill the condition of sharing in accordance with
this licence, the Licensee must respond to a request to share by
any other Operator within 30 days as follows:
(a) In the event that the request to share is technically feasible,
the Licensee must provide the requesting Operator with a response and an offer to enter into a sharing agreement. The
Le 8 décembre 2007
Department expects that Site-sharing arrangements would be
offered at commercial rates that are reasonably comparable to
rates currently charged to others for similar access, and
(b) In the event that the request to share is not technically feasible, the Licensee must provide the requesting Operator with a
response detailing the reasons why it is not feasible (accompanied by any applicable technical information) in accordance
with CPC-2-0-03; and
4. Site-sharing arrangements will be negotiated expeditiously
and in good faith. If after 90 days from the initial request, the
Licensee and the Operator requesting a Site-sharing arrangement
cannot agree to the terms of the arrangement, the Licensee must
agree to submit the matter to an arbitrator as agreed upon by the
parties in accordance with the provisions of the applicable
provincial arbitration legislation. The Licensee agrees that the
arbitrator shall have all necessary powers to determine all of the
questions in dispute (including those relating to determining the
appropriate terms of the Site-sharing arrangement and those relating to procedural matters under the arbitration) and that any arbitration under this section shall be legally binding. The Licensee
must participate fully in such an arbitration and follow all directions of the arbitrator in accordance with any arbitration agreement or with the applicable legislation. At any time, the Licensee
and the Operator requesting antenna tower and site sharing may
agree to specific terms with regard to submitting their dispute to
an arbitrator and may withdraw their arbitration, on agreed terms,
as long as they agree to a Site-sharing arrangement.
Gazette du Canada Partie I
3387
à une entente de partage. Le Ministère s’attend à ce que les arrangements de partage d’emplacements soient offerts à un tarif
commercial, raisonnablement comparable aux tarifs actuels
d’autres exploitants pour un accès analogue,
b) s’il est techniquement impossible d’accéder à la demande de
partage, le titulaire de licence doit fournir à l’exploitant une
réponse décrivant en détail les raisons de cette impossibilité
(accompagnées de toute l’information technique applicable)
conformément à la CPC-2-0-03;
4. Les arrangements de partage d’emplacements seront négociés rapidement et de bonne foi. Si, 90 jours après la demande
initiale, le titulaire de la licence et l’exploitant qui demande un
arrangement de partage d’emplacements ne peuvent s’entendre
sur l’arrangement, le titulaire de la licence doit accepter de soumettre la question à un arbitre, comme convenu par les parties,
conformément aux dispositions de la législation provinciale applicable sur l’arbitrage. Le titulaire de la licence reconnaît que
l’arbitre aura tous les pouvoirs nécessaires pour trancher toutes
les questions litigieuses (y compris celles qui ont trait à la détermination des conditions appropriées concernant l’arrangement de
partage des emplacements et celles qui ont trait aux questions de
procédure soumises à l’arbitrage) et que l’arbitrage conformément
à la présente section sera exécutoire. Le titulaire doit participer
pleinement à cet arbitrage et suivre toutes les instructions de l’arbitre, conformément à une éventuelle entente d’arbitrage ou à la
législation applicable. À tout moment, le titulaire de la licence et
l’exploitant qui demande le partage de pylônes d’antennes et
d’emplacements peuvent accepter des conditions particulières en
rapport avec la présentation du différend à un arbitre et ils peuvent mettre fin à l’arbitrage, d’un commun accord, du moment
qu’ils s’entendent sur un arrangement relatif au partage des
emplacements.
Conditions of licence for mandatory roaming
Conditions de licence relatives à l’itinérance obligatoire
The conditions of licence described below will apply to all licences in the cellular, PCS and AWS bands.
Where the conditions of licence refer to a “new entrant” or “national new entrant,” definitions can be found in the document
entitled Policy Framework for the Auction for Spectrum Licences
for Advanced Wireless Services and other Spectrum in the 2 GHz
Range (November 2007).
Les conditions de licence décrites ci-après s’appliquent à toutes
les licences dans les bandes de cellulaires, de SCP et de SSFE.
Dans le cas où les conditions de licence mentionnent la définition de « nouveau venu » ou de « nouveau venu national », les
définitions se trouvent dans le document intitulé Politique-cadre
pour la délivrance de licences de spectre par enchères relatives
aux services sans fil évolués et autres bandes de fréquences dans
la gamme de 2 GHz (novembre 2007).
Lorsque c’est techniquement faisable, les titulaires de licence
doivent offrir l’itinérance numérique automatique sur leurs réseaux de cellulaires, de SCP et de SSFE, comme suit :
1. L’itinérance doit être offerte :
a) à tous les titulaires de licence de services cellulaires, de
SCP et de SSFE à l’extérieur de leurs zones de desserte autorisées, pendant au moins la période de validité de 10 ans des
licences de SSFE,
b) à tous les nouveaux venus dans leurs zones de desserte autorisées, pour une période de cinq ans, à compter de la date
de délivrance de leur licence,
c) pour une période additionnelle de cinq ans à un nouveau
venu national qui a, selon Industrie Canada, respecté dans
une large mesure, les exigences de déploiement de cinq ans.
2. Pour remplir la condition relative à l’itinérance, conformément à cette licence :
a) les services offerts doivent comprendre les services de
transmission numérique de la voix et des données comme
l’accès Internet, le courriel et d’autres services de transmission des données,
b) sur demande, les titulaires offriront un arrangement d’itinérance dans des conditions raisonnables, dans les 30 jours.
Industrie Canada s’attend à ce que l’itinérance soit offerte à
Where technically feasible, Licensees must offer automatic
digital roaming on their cellular, PCS and AWS networks as
follows:
1. Roaming is to be offered
(a) to all cellular, PCS and AWS Licensees outside of their
licensed area, for at least the 10-year term of AWS licences,
(b) to all new entrants in their licensed areas, for a period of
five years commencing with the date of issuance of their licence, and
(c) to national new entrants who have substantially met the
five-year roll-out requirements outlined on their licence, as
determined by Industry Canada, for an additional five years.
2. In order to fulfill the condition of offering roaming in accordance with this licence,
(a) The services offered must include digital voice and data
services, such as Internet access, email, and other data
services,
(b) When requested, Licensees will provide an offer to enter
into a roaming arrangement to provide roaming services on
reasonable terms within 30 days. Industry Canada expects
that roaming would be offered at commercial rates that are
reasonably comparable to rates that are currently charged to
others for similar services, and
3388
Canada Gazette Part I
(c) Roaming arrangements will be negotiated expeditiously
and in good faith. If, after 90 days from the initial request,
the Licensee and the party requesting a roaming arrangement
cannot agree to the terms of the roaming arrangement, the
Licensee must agree to submit the matter to an arbitrator as
agreed upon by the parties or in accordance with the provisions of the applicable provincial arbitration legislation. The
Licensee agrees that the arbitrator shall have all necessary
powers to determine all of the questions in dispute (including
those relating to determining the appropriate terms of the
roaming arrangement and those relating to procedural matters under the arbitration) and that any arbitration under this
section shall be legally binding. The Licensee must participate fully in such an arbitration and follow all directions of
the arbitrator in accordance with any arbitration agreement
or with the applicable legislation. At any time, the Licensee
and the party requesting roaming may agree to specific terms
with regard to submitting their dispute to an arbitrator and
may withdraw their arbitration, on agreed terms, as long as
they agree to a roaming arrangement.
December 8, 2007
des taux commerciaux raisonnablement comparables aux tarifs en vigueur ailleurs pour des services analogues,
c) les arrangements d’itinérance seront négociés rapidement
et de bonne foi. Si, 90 jours après la demande initiale, le titulaire et la partie qui demande un arrangement d’itinérance ne
s’entendent pas sur les modalités d’itinérance, le titulaire
doit accepter de soumettre la question à un arbitre, comme
convenu par les parties ou conformément aux dispositions de
la législation provinciale applicable à l’arbitrage. Le titulaire
de la licence convient que l’arbitre disposera de tous les
pouvoirs nécessaires pour trancher toutes les questions litigieuses (y compris la détermination des modalités de l’entente d’itinérance et les questions de procédure soumises à
l’arbitrage) et que l’arbitrage dont il est ici question sera
exécutoire. Le titulaire de la licence doit participer pleinement à l’arbitrage et suivre toutes les instructions de l’arbitre, conformément à une quelconque entente d’arbitrage ou à
la législation applicable. À tout moment, le titulaire de la licence et la partie qui demande l’itinérance peuvent s’entendre sur des conditions spécifiques pour soumettre leur différend à un arbitre et ils peuvent mettre fin à l’arbitrage, d’un
commun accord, du moment qu’ils s’entendent sur un arrangement d’itinérance.
Comments invited
Appel de commentaires
Comments are invited on the proposed conditions of licence,
specifically,
1. Are the timelines for responding to requests to share and
roam and for submitting agreements that have not been finalized to an arbitrator appropriate? Are there other timelines that
should be considered?
2. Specific provisions regarding arbitration may vary from
province to province. Would it be useful to adopt a national
code such as the ADR Institute of Canada’s National Arbitration Rules in default of any specific arbitration agreement? Are
there any special provisions which should be made applicable
to the arbitrators concerning sharing and roaming?
3. Are there any other licence conditions required to facilitate
sharing and roaming?
On demande des commentaires au sujet des conditions proposées de la licence, à savoir :
1. si les délais de réponse aux demandes de partage et d’itinérance et ceux d’arbitrage dans le cas de la non-finalisation des
demandes sont adéquats? D’autres délais devraient-ils être
envisagés?
2. les dispositions particulières relatives à l’arbitrage peuvent
varier d’une province à l’autre. Serait-il utile d’adopter un code
national comme les Règles nationales d’arbitrage de l’ADR
Institute of Canada en l’absence d’une entente spécifique relative à l’arbitrage? Des dispositions particulières devraient-elles
être applicables aux arbitres en ce qui concerne le partage et
l’itinérance?
3. Devrait-on ajouter d’autres conditions au niveau des licences, pour faciliter le partage et l’itinérance?
Submitting comments
Présentation des commentaires
Interested parties are invited to submit comments on the proposals outlined in the consultation no later than January 11, 2008,
in electronic format (WordPerfect, Microsoft Word, Adobe PDF
or ASCII TXT), along with a note specifying the software, version number and operating system used, to the following email
address: aws@ic.gc.ca.
All submissions should cite the Canada Gazette, Part I, the
publication date, the title, and the notice reference number
(DGRB-010-07).
Les intéressés sont invités à envoyer leurs commentaires au sujet des propositions décrites dans la consultation, au plus tard le
11 janvier 2008 sous forme électronique (WordPerfect, Microsoft
Word, Adobe PDF ou ASCII TXT) à l’adresse suivante : aws@ic.
gc.ca. Les documents doivent être accompagnés d’une note précisant le logiciel, la version du logiciel et le système d’exploitation
utilisés.
Les commentaires sur papier doivent être adressés au Directeur, Exploitation de la gestion du spectre, Direction générale de
la réglementation, de la radiocommunication et de la radiodiffusion, Industrie Canada, 300, rue Slater, Ottawa (Ontario) K1A
0C8.
Tous les commentaires doivent citer la Partie I de la Gazette du
Canada, la date de publication, le titre et le numéro de référence
de l’avis (DGRB-010-07).
Obtaining copies
Pour obtenir des copies
Copies of this notice and of documents referred to are available
electronically on Industry Canada’s Spectrum Management and
Telecommunications Web site at http://ic.gc.ca/spectrum.
L’avis de la Gazette du Canada ainsi que les documents cités
sont disponibles électroniquement sur le site Web Gestion du
spectre et télécommunications d’Industrie Canada à l’adresse suivante : http://ic.gc.ca/spectre.
Written submissions should be addressed to the Director, Spectrum Management Operations, Radiocommunications and Broadcasting Regulatory Branch, Industry Canada, 300 Slater Street,
Ottawa, Ontario K1A 0C8.
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
3389
MICHAEL D. CONNOLLY
Director General
Radiocommunications and
Broadcasting Regulatory Branch
On peut consulter la version officielle des avis de la Gazette du
Canada sur le site Web de la Gazette du Canada, à l’adresse suivante : http://gazetteducanada.gc.ca/partI/index-f.html. On peut
également s’en procurer des exemplaires en communiquant avec
le comptoir des ventes des Éditions du gouvernement du Canada
au 613-941-5995 ou au 1-800-635-7943.
Le 28 novembre 2007
Le directeur général
Direction générale de la réglementation
des radiocommunications et de la radiodiffusion
MICHAEL D. CONNOLLY
[49-1-o]
[49-1-o]
Official versions of Canada Gazette notices can be viewed on
the Canada Gazette Web site at http://canadagazette.gc.ca/partI/
index-e.html. Printed copies of the notices can be ordered by
calling the sales counter of Canadian Government Publishing at
613-941-5995 or 1-800-635-7943.
November 28, 2007
DEPARTMENT OF INDUSTRY
MINISTÈRE DE L’INDUSTRIE
RADIOCOMMUNICATION ACT
LOI SUR LA RADIOCOMMUNICATION
Notice No. DGTP-007-07 — Policy Framework for the Auction
for Spectrum Licences for Advanced Wireless Services and other
Spectrum in the 2 GHz Range
Avis no DGTP-007-07 — Politique-cadre pour la délivrance
de licences de spectre par enchères relatives aux services sans
fil évolués et autres bandes de fréquences dans la gamme
de 2 GHz
Intent
Intention
On November 28, 2007, the Minister announced the policy
framework for Advanced Wireless Services (AWS) in a news
release. This notice announces the release of the Policy Framework for the Auction for Spectrum Licences for Advanced Wireless Services and other Spectrum in the 2 GHz Range, which can
be viewed on Industry Canada’s Spectrum Management and Telecommunications Web site at www.ic.gc.ca/spectrum.
Dans un communiqué du 28 novembre 2007, le ministre a annoncé la politique-cadre pour les services sans fil évolués (SSFE).
Le présent avis annonce la publication de la Politique-cadre pour
la délivrance de licences de spectre par enchères relatives aux
services sans fil évolués et autres bandes de fréquences dans la
gamme de 2 GHz, qui est accessible sur le site Web Gestion du
spectre et télécommunications d’Industrie Canada à l’adresse www.
ic.gc.ca/spectre.
La politique-cadre contient les décisions qui ont été prises sur
les éléments clés des prochaines enchères. Toutes les décisions
sont finales.
The policy framework provides decisions on key elements for
the upcoming spectrum auction. All decisions are final.
Background
Contexte
In February 2007, Industry Canada announced, in notice
No. DGTP-002-07 of the Canada Gazette, the release of a paper
entitled Consultation on a Framework to Auction Spectrum in the
2 GHz Range including Advanced Wireless Services. Part I outlined allocation changes to the Canadian Table of Frequency
Allocations for bands in the 1 710-2 200 MHz range, designated
spectrum for AWS, expanded the 1 900 MHz Personal Communications Services (PCS) licensed bands, and finalized the allocation changes for the band 1 670-1 675 MHz. Part II of the paper
initiated a consultation on policy issues and the process to issue
licences for access to spectrum bands in service areas across Canada. In response to that consultation, Industry Canada received
60 comments and reply comments from interested parties, by the
closing date of July 27, 2007.
En février 2007, Industrie Canada a annoncé, dans l’avis
no DGTP-002-07 de la Gazette du Canada, la publication du document intitulé Consultation sur un cadre de mise aux enchères de
fréquences dans la gamme de 2 GHz, y compris pour les services
sans fil évolués. La Partie I de ce document a apporté des changements d’attribution au Tableau canadien d’attribution des bandes de fréquences pour les bandes dans la gamme 1 710-2 200 MHz,
a désigné des fréquences pour les SSFE, a étendu les bandes
1 900 MHz du service de communications personnelles (SCP)
autorisées par licence et a finalisé les changements d’attribution
pour la bande 1 670-1 675 MHz. La Partie II a lancé une consultation sur des questions de politique et sur le processus d’attribution de licences pour l’accès aux bandes de fréquences dans les
zones de desserte au Canada. Dans le cadre de cette consultation
et avant la date limite du 27 juillet 2007, Industrie Canada a reçu
60 commentaires et commentaires en réplique.
Next steps
Prochaines étapes
The Department will release, before the end of 2007, an auction framework document for potential auction participants. It
will elaborate auction application procedures, licensing parameters, technical considerations, bidder applications and timing for
next steps such as a mock auction for bidder familiarization.
Le Ministère publiera, avant la fin de 2007, une politique-cadre
pour la mise aux enchères à l’intention des éventuels participants.
Ce document contiendra des renseignements sur les procédures
relatives aux demandes de participation aux enchères, les paramètres d’attribution de licences, les considérations techniques, les
demandes des soumissionnaires et les échéances des prochaines
étapes telles que la tenue d’une vente aux enchères simulée pour
aider les demandeurs à se familiariser avec le processus.
3390
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
In addition, the Department has released a supplementary consultation (DGRB-010-07) on specific conditions of licence for
current licensees with respect to the implementation of policy
measures relating to mandatory antenna tower and site sharing
and mandated roaming. The consultation proposes new wording
of the conditions of licence, and provisions on the operative conditions such as dispute resolution mechanisms and time frames.
Following the close of the supplementary consultation, the Department will make public the final conditions of licence so that
all those affected are aware of the changes prior to the deadline
for auction applications.
The Department will apply similar technical standards to AWS,
as are currently used for PCS, where possible. The appropriate
Standard Radio System Plan (SRSP) and Radio Standards Specifications (RSS) will be updated in consultation with the industry
and in accordance with usual practices.
The Department intends to move quickly to ensure there are no
delays in the auction, which will start May 27, 2008.
En outre, le Ministère a lancé une consultation supplémentaire
(DGRB-010-07) sur les conditions précises de licence applicables
aux présents titulaires de licence. Ces conditions concernent la
mise en œuvre des mesures relatives au partage obligatoire des
pylônes d’antennes et des emplacements, de même que l’itinérance obligatoire. La consultation proposera un nouveau libellé
des conditions de licence ainsi que des dispositions d’exploitation
telles que les mécanismes de règlement des différends et le calendrier. Une fois terminée la consultation supplémentaire, le Ministère publiera les conditions de licence définitives, de sorte que les
personnes touchées soient informées des modifications avant la
date limite de dépôt des demandes de participation aux enchères.
Lorsque c’est possible, le Ministère appliquera aux SSFE, les
normes techniques semblables actuellement utilisées pour les SCP.
En consultation avec l’industrie, comme il le fait habituellement,
le Ministère mettra également à jour le Plan normalisé de réseaux
hertziens (PNRH) et le Cahier des charges sur les normes radioélectriques (CNR) s’y rapportant.
Le Ministère entend procéder rapidement de manière à ce qu’il
n’y ait pas de retard dans la vente aux enchères, qui commencera
le 27 mai 2008.
Obtaining copies
Pour obtenir des copies
Copies of this notice and of documents referred to are available
electronically on Industry Canada’s Spectrum Management and
Telecommunications Web site at http://ic.gc.ca/spectrum.
LEONARD ST-AUBIN
Director General
Telecommunications Policy Branch
L’avis de la Gazette du Canada ainsi que les documents cités
sont disponibles électroniquement sur le site Web Gestion du
spectre et télécommunications d’Industrie Canada à l’adresse suivante : http://ic.gc.ca/spectre.
On peut consulter la version officielle des avis de la Gazette du
Canada sur le site Web de la Gazette du Canada, à l’adresse suivante : http://gazetteducanada.gc.ca/partI/index-f.html. On peut
également s’en procurer des exemplaires en communiquant avec
le comptoir des ventes des Éditions du gouvernement du Canada
au 613-941-5995 ou au 1-800-635-7943.
Le 29 novembre 2007
Le directeur général
Politique des télécommunications
LEONARD ST-AUBIN
[49-1-o]
[49-1-o]
Official versions of Canada Gazette notices can be viewed on
the Canada Gazette Web site at http://canadagazette.gc.ca/partI/
index-e.html. Printed copies of the notices can be ordered by
calling the sales counter of Canadian Government Publishing at
613-941-5995 or 1-800-635-7943.
November 29, 2007
NOTICE OF VACANCIES
AVIS DE POSTES VACANTS
CANADIAN HUMAN RIGHTS COMMISSION
COMMISSION CANADIENNE DES DROITS DE LA
PERSONNE
Members (part-time positions)
Membres (postes à temps partiel)
The Canadian Human Rights Commission (CHRC)’s founding
legislation inspires a vision for Canada where “all individuals
should have an opportunity equal with other individuals to make
for themselves the lives that they are able and wish to have,” free
from discrimination. The CHRC works with employers, service
providers, individuals, unions, governmental and non-governmental
organizations and provincial and territorial human rights bodies to
foster understanding and commitment for achieving a society
where human rights are respected in everyday practices.
La loi qui a donné naissance à la Commission canadienne
des droits de la personne (CCDP) a aussi donné au Canada la
vision inspirante du « droit de tous les individus à l’égalité des
chances d’épanouissement », sans discrimination. La CCDP travaille avec les employeurs, les fournisseurs de service, les particuliers, les syndicats, les organismes gouvernementaux et non
gouvernementaux ainsi que les organismes provinciaux et territoriaux des droits de la personne afin de favoriser la compréhension
et l’engagement nécessaires pour créer une société où les droits
de la personne sont respectés dans les pratiques quotidiennes.
La Commission, qui célèbre avec fierté son 30e anniversaire
cette année, œuvre dans le cadre d’un nouveau modèle de prestation de services qui comprend des initiatives de prévention de la
discrimination, des approches modernes de résolution de différends pour répondre aux demandes de renseignements et aux
plaintes, le développement des connaissances, et l’élaboration de
Proudly celebrating its 30th anniversary this year, the Commission is working within a new service delivery model that provides
discrimination prevention initiatives, modern dispute resolution
approaches for addressing inquiries and complaints, as well as
regulatory, policy and knowledge development. Enhancing employment equity in federally regulated employment sectors for
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
3391
women, Aboriginal peoples, persons with disabilities and members of visible minorities is also a key function. Internationally,
the Commission’s strong leadership role includes chairing the
International Coordinating Committee of National Institutions for
the Promotion and Protection of Human Rights, within the United
Nations.
la réglementation et des politiques. Un autre mandat important de
la Commission consiste à favoriser l’équité en matière d’emploi
pour les femmes, les Autochtones, les personnes handicapées et
les membres de minorités visibles dans les milieux de travail de
compétence fédérale. Sur le plan international, la Commission fait
preuve d’un leadership marqué, entre autres en présidant le Comité international de coordination des institutions nationales pour la
promotion et la protection des droits de la personne, placé sous
l’égide des Nations Unies.
Under the leadership of the Chief Commissioner, the responsibilities of Commission members include specific decisions on
Canadian Human Rights Act complaints and Employment Equity
Act audit reports, and providing public leadership of the CHRC.
In addition, Commission members may be requested by the Chief
Commissioner to provide human rights leadership by participating in CHRC-sponsored stakeholder meetings and representing
the CHRC at public conferences and events.
Sous la direction de la présidente, les responsabilités des membres de la Commission comprennent la prise de décisions concernant des plaintes déposées en vertu de la Loi canadienne sur les
droits de la personne et des rapports de vérification relatifs à la
Loi sur l’équité en matière d’emploi, ainsi que l’exercice de leadership public par la CCDP. La présidente peut demander aux
membres d’assurer un leadership en matière de droits de la personne en participant à des rencontres d’intervenants parrainées
par la Commission et en représentant celle-ci lors de conférences
et de manifestations publiques.
The preferred candidates will possess the following education,
experience, knowledge, behavioural competencies and personal
suitability.
La personne choisie possède l’éducation, l’expérience, les connaissances, les compétences comportementales et les qualités personnelles énumérées ci-après.
Education
• A degree from a recognized university in a relevant field of
study or an acceptable combination of education, job-related
training and/or experience.
• A law degree would be an asset.
Éducation
• Grade d’une université reconnue dans un domaine d’études
pertinent ou une combinaison acceptable d’études, de formation ou d’expérience liée au poste.
• Un diplôme universitaire en droit constitue un atout.
Experience
• Minimum of five years professional experience
— as a decision maker in a quasi-judicial administrative tribunal; or
— in presenting cases before a quasi-judicial administrative
tribunal; or
— in the field of human rights, research and writing in social sciences or law, or an acceptable combination of relevant experience in other fields.
• Experience in developing and maintaining effective liaison
with a broad range of stakeholders, such as non-governmental
organizations, the media, the public at large and policy makers
at all levels, in the fields of human rights, social sciences, law
or in other fields.
Expérience
• Un minimum de cinq années d’expérience professionnelle :
— à rendre des décisions au sein d’un tribunal administratif
quasi judiciaire; ou
— dans la présentation de dossiers devant un tribunal administratif quasi judiciaire; ou
— dans le domaine des droits de la personne, de la recherche et de la rédaction en sciences sociales ou en droit, ou une
combinaison acceptable d’expérience dans d’autres domaines.
• Expérience de l’établissement et du maintien de relations
efficaces avec une vaste gamme d’intervenants, comme les organismes non gouvernementaux, les médias, le grand public et
les décideurs à tous les niveaux, dans les domaines des droits
de la personne, des sciences sociales, du droit ou d’autres
domaines.
Knowledge
• Knowledge of the mandate, mission, vision and values of
the CHRC as well as the role of members;
• Knowledge of human rights issues and principles of natural
justice;
• Knowledge of social issues that have potential human rights
implications; and
• Knowledge of the issues and challenges arising from the
diversity of Canadian society.
Connaissances
• Connaissance du mandat, de la mission, de la vision et des
valeurs de la CCDP, ainsi que du rôle des membres;
• Connaissance des droits de la personne et des principes de
justice naturelle;
• Connaissances des enjeux sociaux qui peuvent avoir des
répercussions sur les droits de la personne;
• Connaissances des enjeux et des défis qui résultent de la
diversité de la société canadienne.
Behavioural competencies
• Engagement;
• Communication and conceptual thinking;
• Decision making;
• Cooperative problem solving;
• Judgment/analytical thinking; and
• Organizational skills.
Compétences comportementales
• Engagement;
• Communication, raisonnement conceptuel;
• Prise de décision;
• Résolution de problème par la collaboration;
• Jugement/pensée analytique;
• Habiletés organisationnelles.
3392
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
Personal suitability
• Strong ethical standards and integrity;
• Respect, fairness and reliability;
• Tact and discretion;
• Adaptability and flexibility;
• Team player; and
• Intellectual rigour.
Proficiency in both official languages would be an asset.
Candidates must be willing to travel to Ottawa on average one
or two days a month, and elsewhere in Canada occasionally.
The Government is committed to ensuring that its appointments
are representative of Canada’s regions and official languages, as
well as of women, Aboriginal peoples, disabled persons and visible
minorities.
The preferred candidates must comply with the Ethical Guidelines for Public Office Holders and the Guidelines for the Political Activities of Public Office Holders. The guidelines are available on the Governor in Council Appointments Web site, under
Publications, at www.appointments-nominations.gc.ca.
The selected candidates will be subject to the Conflict of Interest Act. For more information, please visit the Office of the Conflict of Interest and Ethics Commissioner’s Web site at www.parl.
gc.ca/ciec-ccie.
This notice has been placed in the Canada Gazette to assist the
Governor in Council in identifying qualified candidates for these
positions. It is not, however, intended to be the sole means of
recruitment. Applications forwarded through the Internet will not
be considered for reasons of confidentiality.
Interested candidates should forward their curriculum vitae by
December 21, 2007, to the Acting Assistant Secretary to the Cabinet (Senior Personnel and Special Projects), Privy Council Office, 59 Sparks Street, 1st Floor, Ottawa, Ontario K1A 0A3, 613957-5006 (fax).
Additional details about the CHRC and its activities can be
found on its Web site at www.chrc-ccdp.ca.
Bilingual notices of vacancies will be produced in an alternative format (audio cassette, diskette, braille, large print, etc.) upon
request. For further information, please contact Canadian Government Publishing, Public Works and Government Services
Canada, Ottawa, Ontario K1A 0S5, 613-941-5995 or 1-800-6357943.
Qualités personnelles
• Normes d’éthique élevées et intégrité;
• Respect, équité et fiabilité;
• Tact et discrétion;
• Adaptabilité et souplesse;
• Sens du travail d’équipe;
• Rigueur intellectuelle.
La maîtrise des deux langues officielles du Canada serait un
atout.
Les candidats doivent être disposés à se rendre à Ottawa une ou
deux journées par mois en moyenne, et ailleurs au Canada à
l’occasion.
Le gouvernement est déterminé à faire en sorte que ses nominations soient représentatives des régions du Canada et de ses langues officielles, ainsi que des femmes, des Autochtones, des personnes handicapées et des minorités visibles.
Les personnes sélectionnées doivent se conformer aux Lignes
directrices en matière d’éthique à l’intention des titulaires de
charge publique et aux Lignes directrices régissant les activités
politiques des titulaires de charge publique. Les lignes directrices
sont affichées sur le site Web du gouverneur en conseil sous la
rubrique Publications à l’adresse suivante : www.appointmentsnominations.gc.ca.
Les personnes sélectionnées seront assujetties à la Loi sur les
conflits d’intérêts. Pour obtenir plus d’informations, veuillez visiter le site Web du Commissariat aux conflits d’intérêts et à l’éthique à l’adresse suivante : www.parl.gc.ca/ciec-ccie.
Cette annonce paraît dans la Gazette du Canada afin de permettre au gouverneur en conseil de trouver des personnes qualifiées pour ces postes. Cependant, le recrutement ne se limite pas à
cette seule façon de procéder. Les demandes acheminées par Internet ne seront pas considérées pour des raisons de confidentialité.
Les personnes intéressées ont jusqu’au 21 décembre 2007 pour
faire parvenir leur curriculum vitæ au Secrétaire adjoint du Cabinet par intérim (Personnel supérieur et Projets spéciaux), Bureau
du Conseil privé, 59, rue Sparks, 1er étage, Ottawa (Ontario) K1A
0A3, 613-957-5006 (télécopieur).
On trouvera de plus amples renseignements sur la CCDP et ses
activités sur son site Web à l’adresse suivante : www.chrc-ccdp.ca.
Les avis de postes vacants sont disponibles dans les deux langues officielles en média substitut (audiocassette, disquette,
braille, imprimé à gros caractères, etc.), et ce, sur demande. Pour
de plus amples renseignements, veuillez communiquer avec les
Éditions du gouvernement du Canada, Travaux publics et Services gouvernementaux Canada, Ottawa (Ontario) K1A 0S5, 613941-5995 ou 1-800-635-7943.
[49-1-o]
[49-1-o]
NOTICE OF VACANCY
AVIS DE POSTE VACANT
CANADIAN INSTITUTES OF HEALTH RESEARCH
INSTITUTS DE RECHERCHE EN SANTÉ DU CANADA
President (full-time position)
Président (poste à temps plein)
Location: Ottawa, Ontario
Lieu : Ottawa (Ontario)
The Canadian Institutes of Health Research (CIHR) was established in 2000 with the objective to excel, according to internationally accepted standards of scientific excellence, in the creation of new knowledge and its translation into improved health
for Canadians, more effective health services and products and a
Les Instituts de recherche en santé du Canada (IRSC) ont été
créés en 2000 et ont pour but d’exceller, selon les normes internationales reconnues d’excellence scientifique, dans la création
de nouvelles connaissances et leur application en vue d’améliorer
la santé de la population canadienne, d’offrir de meilleurs produits et
Le 8 décembre 2007
strengthened Canadian health care system. Its vision is to position
Canada as a world leader in the creation and use of knowledge
through health research that benefits Canadians and the global
community. Composed of 13 institutes, CIHR provides leadership
and support to more than 11 000 health researchers and trainees
across Canada.
The President provides leadership and strategic guidance; develops a vision and framework for supporting and promoting
world-class health research consistent with a national research
agenda; and engages the public, partners, provincial research institutions, federal and provincial governments, industry and volunteer health organizations to support outstanding research, researchers, innovative partnerships and transfer of knowledge to
practical use for the benefit of Canadians. The President is the
Chair of the Governing Council and of its Executive Committee.
The President will need to ensure that CIHR’s strategic directions are anchored within the federal government’s Science and
Technology Strategy, which seeks to position Canada as a world
leader in research and innovation and improve its competitiveness
by tapping into its research strengths in areas such as health
research.
The successful candidate will possess a doctoral degree in a
health research discipline or a medical degree with post-graduate
training in health research; extensive health research experience
and respect from the health research community, both in Canada
and abroad; extensive senior-level management experience related to health research; an understanding of, and experience in,
dealing with governments at all levels; and an outstanding ability
to communicate with diverse audiences.
The President of CIHR is appointed for a renewable term of not
more than five years and reports to Parliament through the Minister of Health.
The successful candidate must be prepared to relocate to the
National Capital Region or to a location within reasonable commuting distance, and must be willing to travel extensively within
Canada and abroad.
Preference will be given to Canadian citizens and permanent
residents of Canada.
Proficiency in both official languages is preferred.
Applications, nominations and expressions of interest should
be directed to Janet Wright & Associates Inc., 174 Bedford Road,
Suite 200, Toronto, Ontario M5R 2K9, by fax at 416-923-8311 or
by email at cihr@jwasearch.com.
Consideration of candidates will begin in early January 2008.
The Government is committed to ensuring that its appointments
are representative of Canada’s regions and official languages, as
well as of women, Aboriginal peoples, disabled persons and visible
minorities.
The preferred candidate must comply with the Ethical Guidelines for Public Office Holders and the Guidelines for the Political Activities of Public Office Holders. The guidelines are available on the Governor in Council Appointments Web site, under
Publications, at www.appointments-nominations.gc.ca.
Gazette du Canada Partie I
3393
services de santé et de renforcer le système de santé au Canada.
Leur vision est de faire du Canada un chef de file mondial dans la
création et l’utilisation de connaissances par l’entremise de recherches en santé qui profitent aux Canadiens et aux Canadiennes
et au monde entier. Composés de 13 instituts, les IRSC offrent
leadership et soutien à plus de 11 000 chercheurs et stagiaires en
santé dans tout le Canada.
Le président assure le leadership ainsi que l’orientation stratégique et il élabore une vision et un cadre général qui soutiennent
et favorisent une recherche en santé de classe mondiale conforme
à un programme national de recherche; il fait en sorte que le public, les partenaires, les établissements provinciaux de recherche,
les ministères fédéraux et provinciaux, l’industrie et les organismes bénévoles dans le domaine de la santé appuient la recherche
et les chercheurs exceptionnels, les partenariats innovateurs et le
transfert des connaissances pour qu’elles soient mises en pratique
au profit des Canadiens. Le président est aussi le président du
conseil d’administration et du comité de direction.
Le président devra s’assurer que l’orientation stratégique des
IRSC cadre avec la Stratégie fédérale des sciences et de la technologie, qui vise à faire du Canada un chef de file mondial dans la
recherche et l’innovation et à améliorer sa compétitivité en misant
sur ses forces en recherche dans des domaines comme la recherche en santé.
Le candidat retenu devra détenir un doctorat en recherche dans
le domaine de la santé ou un diplôme en médecine avec formation
supérieure en recherche dans le domaine de la santé; avoir une
vaste expérience de la recherche en santé et le respect du milieu
de la recherche en santé, tant au Canada qu’à l’étranger; avoir une
vaste expérience au niveau de la haute direction dans la gestion
liée à la recherche en santé; comprendre les rouages des gouvernements à tous les niveaux et avoir fait affaire avec eux; faire
montre d’une capacité exceptionnelle à communiquer avec divers
publics.
Le président des IRSC est nommé pour un mandat renouvelable d’au plus cinq ans et rend compte au Parlement par l’entremise du ministre de la Santé.
Le candidat retenu devra être prêt à déménager dans la région
de la capitale nationale ou à une distance raisonnable pour faire la
navette entre sa résidence et le lieu de travail, et il devra être disposé à voyager souvent au Canada et à l’étranger.
La préférence sera accordée aux citoyens canadiens ainsi qu’aux
résidents permanents du Canada.
La maîtrise des deux langues officielles est préférée.
Les candidatures, les mises en candidature et les lettres d’intérêt doivent être envoyées à Janet Wright & Associates Inc.,
174, chemin Bedford, Bureau 200, Toronto (Ontario) M5R 2K9,
par télécopieur au 416-923-8311 ou par courriel au cihr@
jwasearch.com.
L’examen des candidatures commencera au début de janvier
2008.
Le gouvernement est déterminé à faire en sorte que ses nominations soient représentatives des régions du Canada et de ses langues officielles, ainsi que des femmes, des Autochtones, des personnes handicapées et des minorités visibles.
La personne sélectionnée doit se conformer aux Lignes directrices en matière d’éthique à l’intention des titulaires de charge
publique et aux Lignes directrices régissant les activités politiques des titulaires de charge publique. Les lignes directrices sont
affichées sur le site Web du gouverneur en conseil sous la rubrique Publications à l’adresse suivante : www.appointmentsnominations.gc.ca.
3394
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
The selected candidate will be subject to the Conflict of Interest
Act. Public office holders appointed on a full-time basis must
submit to the Office of the Conflict of Interest and Ethics Commissioner, within 60 days of appointment, a Confidential Report
in which they disclose all of their assets, liabilities and outside
activities. For more information, please visit the Office of the
Conflict of Interest and Ethics Commissioner’s Web site at www.
parl.gc.ca/ciec-ccie.
This notice has been placed in the Canada Gazette to assist the
Governor in Council in identifying qualified candidates for this
position. It is not, however, intended to be the sole means of
recruitment.
For more information about the CIHR and its activities, please
consult www.cihr-irsc.gc.ca.
Bilingual notices of vacancies will be produced in an alternative format (audio cassette, diskette, braille, large print, etc.) upon
request. For further information, please contact Canadian Government Publishing, Public Works and Government Services
Canada, Ottawa, Ontario K1A 0S5, 613-941-5995 or 1-800-6357943.
La personne sélectionnée sera assujettie à la Loi sur les conflits
d’intérêts. Les titulaires de charge publique nommés à temps
plein doivent soumettre au Commissariat aux conflits d’intérêts et
à l’éthique, dans les 60 jours qui suivent la date de leur nomination,
un rapport confidentiel dans lequel ils déclarent leurs biens et exigibilités ainsi que leurs activités extérieures. Pour obtenir plus d’informations, veuillez visiter le site Web du Commissariat aux conflits d’intérêts et à l’éthique à l’adresse suivante : www.parl.gc.ca/
ciec-ccie.
Cette annonce paraît dans la Gazette du Canada afin de permettre au gouverneur en conseil de trouver des personnes qualifiées pour ce poste. Cependant, le recrutement ne se limite pas à
cette seule façon de procéder.
Pour plus de renseignements sur les IRSC et leurs activités,
consultez le site www.irsc-cihr.gc.ca.
Les avis de postes vacants sont disponibles dans les deux langues officielles en média substitut (audiocassette, disquette,
braille, imprimé à gros caractères, etc.), et ce, sur demande. Pour
de plus amples renseignements, veuillez communiquer avec les
Éditions du gouvernement du Canada, Travaux publics et Services gouvernementaux Canada, Ottawa (Ontario) K1A 0S5, 613941-5995 ou 1-800-635-7943.
[49-1-o]
[49-1-o]
NOTICE OF VACANCY
AVIS DE POSTE VACANT
ROYAL MILITARY COLLEGE OF CANADA
COLLÈGE MILITAIRE ROYAL DU CANADA
Principal (full-time position)
Recteur (poste à plein temps)
Location: Kingston, Ontario
Lieu : Kingston (Ontario)
Established in 1876, the Royal Military College of Canada
(RMC) is a bilingual, military-civilian university that is proud of
its heritage of producing leaders for the Canadian Forces and
Canada. Its role is multifaceted and unique, and is dedicated to
the education and development of leaders committed to serving
Canada through a program that consists of four components:
Academics, Military Leadership, Physical Fitness and Bilingualism. Located in the historic city of Kingston, against the beautiful
backdrop of Lake Ontario, RMC has over 200 faculty and
500 staff and approximately 8 000 part-time and full-time graduate and undergraduate students in the Faculties of Arts, Science
and Engineering.
Fondé en 1876, le Collège militaire royal du Canada (CMR) est
une université militaire et civile bilingue qui est fière de former
des leaders pour les Forces canadiennes et notre pays. Le rôle
multidimensionnel particulier qui lui a été confié l’amène à éduquer et à former des leaders engagés à servir le Canada. Le Collège s’acquitte de ce rôle par l’application d’un programme constitué de quatre composantes, à savoir les études universitaires,
l’enseignement militaire, le conditionnement physique et le bilinguisme. Situé dans la ville historique de Kingston, dans le décor
merveilleux du lac Ontario, le CMR compte plus de 200 professeurs et 500 employés ainsi que quelque 8 000 étudiants des 1er,
2e et 3e cycles inscrits à temps partiel et à temps plein à ses facultés des arts, des sciences et du génie.
Le recteur est le principal responsable universitaire du CMR. Il
est chargé d’établir pour le Collège la politique et les cadres relatifs aux études ainsi que d’assurer le bon déroulement de toutes
les activités universitaires et en langues secondes de l’institution.
Il représente le CMR tant au pays qu’à l’étranger et travaille à
maintenir et à promouvoir la réputation du Collège à titre d’université d’excellence reconnue.
Le nouveau recteur doit être titulaire d’un doctorat et posséder
un savoir remarquable dans une discipline liée au Collège, ou un
agencement équivalent et acceptable d’études, de formation et
d’expérience. Il ou elle sera le principal responsable universitaire
du CMR et l’universitaire supérieur du ministère de la Défense
nationale. Le postulant doit démontrer qu’il a déjà occupé des
postes requérant des capacités de leadership et de gestion organisationnelle dans le secteur de l’enseignement postsecondaire, de
même que de la gestion de ressources humaines et financières. Le
candidat retenu doit avoir déjà agi auprès de différents paliers de
gouvernement. Il ou elle doit avoir siégé à un conseil de direction
ou à un comité équivalent ou avoir travaillé auprès de l’un ou
l’autre.
The Principal is the key academic leader of RMC, accountable
for defining the academic policy and frameworks for the College
and for the operation of all academic and second-language activities of the institution. The Principal represents RMC both nationally and internationally, working to maintain and further promote
the College as an accredited university of academic excellence.
As Principal, the ideal candidate should possess a PhD and a
distinguished record of scholarship in a discipline appropriate to
the College or an acceptable combination of equivalent education,
job-related training and experience. He or she will be the key
academic leader of RMC and the senior academic in the Department of National Defence. The qualified candidate will have a
demonstrated track record of leadership and organizational management at the post-secondary level, including experience in the
management of human and financial resources. The successful
candidate will have experience interacting with various levels of
government. He or she should have proven experience working
on or with a board of directors or equivalent governing body.
Le 8 décembre 2007
Candidates being considered for this position should have an
in-depth understanding of the educational needs of the Canadian
Forces. The ideal candidate will have an awareness and appreciation
for the unique character and role of this national and military university. Knowledge and experience with the design, development
and delivery of curricula at an undergraduate and postgraduate
level will be important. Knowledge and experience with the design, development and funding of basic and applied research
across a broad range of disciplines of interest to the Canadian
Forces will also be a distinct asset.
The preferred candidate will have a demonstrated ability to formulate and execute strategic concepts and plans that will be necessary to maintain the long-standing tradition of the College as an
institution of academic excellence. He or she will also have an
ability to develop effective working relationships with Ministers
and their staff, members of the Canadian Forces, senior government officials as well as other organizations. Qualified candidates
will possess superior communication skills, both written and oral,
and an ability to act as a spokesperson in dealing with stakeholders, media, public institutions, governments and other organizations. Outstanding leadership qualities, extensive consultative
skills, high ethical standards, integrity, judgment, diplomacy and
flexibility are required.
The successful candidate must be prepared to relocate to
Kingston, Ontario, or to a location within reasonable commuting
distance.
Proficiency in both official languages is preferred.
To explore this exciting opportunity further, please contact
Ross Betts or Michael Bonikowsky of Ray & Berndtson Ottawa
at 613-742-3203 (telephone) or michael.bonikowsky@rayberndtson.
ca (email). To submit your resume and related information online,
please visit www.rayberndtson.ca/en/careers/7213. Additional information is available upon request.
The Government is committed to ensuring that its appointments
are representative of Canada’s regions and official languages, as
well as of women, Aboriginal peoples, disabled persons and visible
minorities.
The preferred candidate must comply with the Ethical Guidelines for Public Office Holders and the Guidelines for the Political Activities of Public Office Holders. The guidelines are available on the Governor in Council Appointments Web site, under
Publications, at www.appointments-nominations.gc.ca.
The selected candidate will be subject to the Conflict of Interest
Act. Public office holders appointed on a full-time basis must
submit to the Office of the Conflict of Interest and Ethics Commissioner, within 60 days of appointment, a Confidential Report
in which they disclose all of their assets, liabilities and outside
activities. For more information, please visit the Office of the
Conflict of Interest and Ethics Commissioner’s Web site at www.
parl.gc.ca/ciec-ccie.
This notice has been placed in the Canada Gazette to assist the
Governor in Council in identifying qualified candidates for this
position. It is not, however, intended to be the sole means of
recruitment.
Additional details about the Royal Military College of Canada
and its activities can be found on its Web site at www.rmc.ca.
Gazette du Canada Partie I
3395
Pour que leur dossier puisse être considéré, les candidats doivent avoir une connaissance approfondie des besoins des Forces
canadiennes en matière d’éducation. Le candidat idéal doit saisir
le caractère et le rôle uniques de cette université nationale et militaire. Il est important qu’il ait des connaissances et de l’expérience dans la conception, l’élaboration et la mise en place de
programmes universitaires du premier cycle et des cycles supérieurs. Des connaissances et de l’expérience dans la conception,
l’élaboration et le financement de programmes de recherche fondamentale et appliquée dans divers domaines d’intérêt pour les
Forces canadiennes constituent également un réel atout.
La personne sélectionnée doit avoir une capacité démontrée à
formuler et à exécuter les concepts et les plans stratégiques nécessaires au maintien de la longue tradition d’excellence du Collège.
Elle doit aussi pouvoir cultiver de bonnes relations de travail avec
les ministres et les membres de leur personnel, les membres des
Forces canadiennes, les hauts fonctionnaires, ainsi qu’avec d’autres organismes. Les candidats qualifiés doivent posséder une
grande aptitude à la communication orale et écrite et être capables
d’agir comme porte-parole devant les intervenants, les médias, les
institutions publiques, les gouvernements et d’autres organisations. Des qualités de leader exceptionnelles, une grande aptitude
à la consultation et des normes éthiques élevées sont requises.
Intégrité, jugement, diplomatie et souplesse sont aussi des qualités essentielles.
La personne sélectionnée doit être prête à s’établir à Kingston,
en Ontario, ou dans une localité située à une distance raisonnable.
La maîtrise des deux langues officielles est préférée.
Pour en savoir plus sur cette occasion intéressante, veuillez
communiquer avec Ross Betts ou Michael Bonikowsky de Ray &
Berndtson Ottawa, par téléphone au 613-742-3203, ou par courriel à michael.bonikowsky@rayberndtson.ca. Pour présenter votre
curriculum vitæ et de l’information connexe en ligne, rendez-vous
au site suivant : www.rayberndtson.ca/en/careers/7213. De plus
amples renseignements seront fournis sur demande.
Le gouvernement est déterminé à faire en sorte que ses nominations soient représentatives des régions du Canada et de ses langues officielles, ainsi que des femmes, des Autochtones, des personnes handicapées et des minorités visibles.
La personne sélectionnée doit se conformer aux Lignes directrices en matière d’éthique à l’intention des titulaires de charge
publique et aux Lignes directrices régissant les activités politiques des titulaires de charge publique. Les lignes directrices sont
affichées sur le site Web du gouverneur en conseil sous la rubrique Publications à l’adresse suivante : www.appointmentsnominations.gc.ca.
La personne sélectionnée sera assujettie à la Loi sur les conflits
d’intérêts. Les titulaires de charge publique nommés à temps
plein doivent soumettre au Commissariat aux conflits d’intérêts et
à l’éthique, dans les 60 jours qui suivent la date de leur nomination,
un rapport confidentiel dans lequel ils déclarent leurs biens et exigibilités ainsi que leurs activités extérieures. Pour obtenir plus d’informations, veuillez visiter le site Web du Commissariat aux conflits d’intérêts et à l’éthique à l’adresse suivante : www.parl.gc.ca/
ciec-ccie.
Cette annonce paraît dans la Gazette du Canada afin de permettre au gouverneur en conseil de trouver des personnes qualifiées pour ce poste. Cependant, le recrutement ne se limite pas à
cette seule façon de procéder.
Vous pouvez trouver des renseignements supplémentaires sur
le Collège militaire royal du Canada et ses activités dans le site
Web de celui-ci, à l’adresse suivante : www.rmc-cmr.ca.
3396
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
Bilingual notices of vacancies will be produced in an alternative format (audio cassette, diskette, braille, large print, etc.) upon
request. For further information, please contact Canadian Government Publishing, Public Works and Government Services
Canada, Ottawa, Ontario K1A 0S5, 613-941-5995 or 1-800-6357943.
Les avis de postes vacants sont disponibles dans les deux langues officielles en média substitut (audiocassette, disquette,
braille, imprimé à gros caractères, etc.), et ce, sur demande. Pour
de plus amples renseignements, veuillez communiquer avec les
Éditions du gouvernement du Canada, Travaux publics et Services gouvernementaux Canada, Ottawa (Ontario) K1A 0S5, 613941-5995 ou 1-800-635-7943.
[49-1-o]
[49-1-o]
DEPARTMENT OF PUBLIC SAFETY AND
EMERGENCY PREPAREDNESS
MINISTÈRE DE LA SÉCURITÉ PUBLIQUE ET DE LA
PROTECTION CIVILE
CRIMINAL CODE
CODE CRIMINEL
Designation as fingerprint examiner
Désignation à titre d’inspecteur d’empreintes digitales
Pursuant to subsection 667(5) of the Criminal Code, I hereby
designate the following persons of the Royal Canadian Mounted
Police as fingerprint examiners:
Shirley Johncox
Linda Jackson
Leslie Hurry
Marie-France Yates
Thomas Beaudry
Ottawa, November 18, 2007
RICHARD WEX
Assistant Deputy Minister
Policing, Law Enforcement and
Interoperability Branch
En vertu du paragraphe 667(5) du Code criminel, je nomme par
la présente les personnes suivantes de la Gendarmerie royale du
Canada à titre d’inspecteurs d’empreintes digitales :
Shirley Johncox
Linda Jackson
Leslie Hurry
Marie-France Yates
Thomas Beaudry
Ottawa, le 18 novembre 2007
Le sous-ministre adjoint
Secteur de la police, de l’application
de la loi et de l’interopérabilité
RICHARD WEX
[49-1-o]
[49-1-o]
DEPARTMENT OF TRANSPORT
MINISTÈRE DES TRANSPORTS
CANADA MARINE ACT
LOI MARITIME DU CANADA
Vancouver Port Authority — Supplementary letters patent
Administration portuaire de Vancouver — Lettres patentes
supplémentaires
BY THE MINISTER OF TRANSPORT,
INFRASTRUCTURE AND COMMUNITIES
PAR LE MINISTRE DES TRANSPORTS, DE
L’INFRASTRUCTURE ET DES COLLECTIVITÉS
WHEREAS Letters Patent were issued by the Minister of Transport for the Vancouver Port Authority (the “Authority”) under the
authority of the Canada Marine Act (the “Act”), effective March 1,
1999;
WHEREAS Schedule B of the Letters Patent describes the federal real property managed by the Authority;
WHEREAS in support of port operations the Authority wishes
Her Majesty the Queen in Right of Canada to acquire from Her
Majesty the Queen in Right of the Province of British Columbia,
as represented by the British Columbia Transportation Financing
Authority, the real property described below;
AND WHEREAS the board of directors of the Authority has
requested the Minister of Transport, Infrastructure and Communities to issue Supplementary Letters Patent to add to Schedule B
of the Letters Patent the real property described below;
ATTENDU QUE des Lettres patentes ont été délivrées par le
ministre des Transports à l’Administration portuaire de Vancouver (« Administration ») en vertu des pouvoirs prévus dans la Loi
maritime du Canada (« Loi »), prenant effet le 1er mars 1999;
ATTENDU QUE l’Annexe « B » des Lettres patentes décrit les
immeubles fédéraux dont la gestion est confiée à l’Administration;
ATTENDU QUE pour appuyer les opérations du port, l’Administration désire que Sa Majesté la Reine du chef du Canada
achète de Sa Majesté la Reine du chef de la Colombie-Britannique
représentée par la British Columbia Transportation Financing
Authority l’immeuble décrit ci-dessous;
ATTENDU QUE le conseil d’administration de l’Administration
a demandé au ministre des Transports, de l’Infrastructure et des
Collectivités la délivrance de Lettres patentes supplémentaires
pour ajouter à l’Annexe « B » des Lettres patentes l’immeuble décrit ci-dessous;
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
NOW THEREFORE under the authority of section 9 of the Act,
the Letters Patent are amended by adding the real property described below at the end of the list of properties described in
paragraph 2 of Schedule B of the Letters Patent:
3397
À CES CAUSES, en vertu de l’article 9 de la Loi, les Lettres
patentes sont modifiées par l’adjonction de l’immeuble décrit cidessous à la fin de la liste des immeubles décrits au paragraphe 2
de l’Annexe « B » des Lettres patentes :
PID Number
Description
Numéro IDP
Description
026-108-518
Parcel A, Bed of the Strait of Georgia, Group 2,
New Westminster District, Plan BCP12878
026-108-518
Parcelle A, lit du détroit de Georgie, groupe 2, district de
New Westminster, plan BCP12878
These Supplementary Letters Patent are to be effective on the
date of registration in the Vancouver/New Westminster Land
Title Office of the transfer documents evidencing the transfer of
the real property described above from the British Columbia
Transportation Financing Authority to Her Majesty the Queen in
right of Canada.
Issued under my hand this 22nd day of November 2007.
____________________________________________
The Honourable Lawrence Cannon, P.C., M.P.
Minister of Transport, Infrastructure and Communities
Ces Lettres patentes supplémentaires entreront en vigueur à la
date où sera enregistré au Bureau d’enregistrement des titres fonciers de Vancouver/New Westminster le transfert des documents
attestant du transfert de l’immeuble décrit ci-dessus de la British
Columbia Transportation Financing Authority à Sa Majesté la
Reine du chef du Canada.
Délivrées sous mon seing ce 22e jour de novembre 2007.
____________________________________________
L’honorable Lawrence Cannon, C.P., député
Ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités
[49-1-o]
[49-1-o]
DEPARTMENT OF TRANSPORT
MINISTÈRE DES TRANSPORTS
CANADA MARINE ACT
LOI MARITIME DU CANADA
Vancouver Port Authority — Supplementary letters patent
Administration portuaire de Vancouver — Lettres patentes
supplémentaires
BY THE MINISTER OF TRANSPORT,
INFRASTRUCTURE AND COMMUNITIES
PAR LE MINISTRE DES TRANSPORTS,
DE L’INFRASTRUCTURE ET DES COLLECTIVITÉS
WHEREAS Letters Patent were issued by the Minister of Transport for the Vancouver Port Authority (“Authority”) under the
authority of the Canada Marine Act (“Act”) effective March 1,
1999;
ATTENDU QUE des Lettres patentes ont été délivrées par le
ministre des Transports à l’Administration portuaire de Vancouver (« Administration ») en vertu des pouvoirs prévus dans la Loi
maritime du Canada (« Loi »), prenant effet le 1er mars 1999;
WHEREAS in support of port operations the Authority wishes to
acquire from Goodwin Johnson Ltd. the real property described
below;
ATTENDU QUE, pour appuyer les opérations du port, l’Administration désire acquérir de Goodwin Johnson Ltd. les biens réels
décrits ci-après;
WHEREAS Schedule C of the Letters Patent describes the real
property, other than federal real property, held or occupied by the
Authority;
ATTENDU QUE l’Annexe « C » des Lettres patentes décrit les
biens réels, autres que les biens réels fédéraux, que l’Administration détient ou occupe;
WHEREAS the board of directors of the Authority has requested
the Minister of Transport, Infrastructure and Communities to issue
Supplementary Letters Patent to add to Schedule C of the Letters
Patent the real property described below;
ATTENDU QUE le conseil d’administration de l’Administration
a demandé au ministre des Transports, de l’Infrastructure et des
Collectivités de délivrer des Lettres patentes supplémentaires
pour ajouter à l’Annexe « C » des Lettres patentes les biens réels
décrits ci-après;
NOW THEREFORE under the authority of section 9 of the Act,
the Letters Patent are amended by adding to Schedule C of the
Letters Patent the real property described as follows:
À CES CAUSES, en vertu de l’article 9 de la Loi, les Lettres
patentes sont modifiées par l’ajout, à l’Annexe « C » des Lettres
patentes, des biens réels décrits ci-après :
PID Number
Description
Numéro IDP
Description
002-973-871
Parcel “B” (BY156434E) (Reference Plan 1608), District
Lot 218, Group 1, New Westminster District
002-973-871
Parcelle « B » (BY156434E) (plan de référence 1608), lot de
district 218, groupe 1, district de New Westminster
002-973-821
Parcel “A” (BY156434E) (Explanatory Plan 70), District
Lot 218, Group 1, New Westminster District
002-973-821
Parcelle « A » (BY156434E) (plan explicatif 70), lot de
district 218, groupe 1, district de New Westminster
3398
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
Issued under my hand this 22nd day of November 2007.
____________________________________________
The Honourable Lawrence Cannon, P.C., M.P.
Minister of Transport, Infrastructure and Communities
Les présentes Lettres patentes supplémentaires entreront en vigueur à la date où seront enregistrés au bureau d’enregistrement
des titres fonciers de New Westminster les documents de transfert
attestant le transfert des biens réels décrits ci-dessus de Goodwin
Johnson Ltd. à l’Administration.
Délivrées sous mon seing le 22e jour de novembre 2007.
__________________________________________________
L’honorable Lawrence Cannon, C.P., député
Ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités
[49-1-o]
[49-1-o]
These Supplementary Letters Patent are to be effective on the
date of registration in the New Westminster Land Title Office of
the transfer documents evidencing the transfer of the real property
described above from Goodwin Johnson Ltd. to the Authority.
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
3399
PARLIAMENT
PARLEMENT
HOUSE OF COMMONS
CHAMBRE DES COMMUNES
Second Session, Thirty-Ninth Parliament
Deuxième session, trente-neuvième législature
PRIVATE BILLS
PROJETS DE LOI D’INTÉRÊT PRIVÉ
Standing Order 130 respecting notices of intended applications
for private bills was published in the Canada Gazette, Part I, on
October 13, 2007.
For further information, contact the Private Members’ Business
Office, House of Commons, Centre Block, Room 134-C, Ottawa,
Ontario K1A 0A6, 613-992-6443.
L’article 130 du Règlement relatif aux avis de demande de
projets de loi d’intérêt privé a été publié dans la Partie I de la
Gazette du Canada du 13 octobre 2007.
Pour obtenir d’autres renseignements, prière de communiquer
avec le Bureau des affaires émanant des députés, Chambre des
communes, Édifice du Centre, Pièce 134-C, Ottawa (Ontario)
K1A 0A6, 613-992-6443.
La greffière de la Chambre des communes
AUDREY O’BRIEN
AUDREY O’BRIEN
Clerk of the House of Commons
3400
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
COMMISSIONS
COMMISSIONS
CANADIAN INTERNATIONAL TRADE TRIBUNAL
TRIBUNAL CANADIEN DU COMMERCE EXTÉRIEUR
DECISION
DÉCISION
Appeal No. AP-2006-041
Appel no AP-2006-041
Notice is hereby given that the Canadian International Trade
Tribunal made a decision on November 29, 2007, with respect to
an appeal filed by Canadian Tire Corporation Limited from a
decision of the President of the Canada Border Services Agency
dated September 26, 2006, with respect to a request for redetermination under subsection 60(4) of the Customs Act.
The appeal, heard on September 13, 2007, under subsection 67(1) of the Customs Act, was dismissed.
Further information may be obtained from the Secretary,
Canadian International Trade Tribunal, Standard Life Centre,
15th Floor, 333 Laurier Avenue W, Ottawa, Ontario K1A 0G7,
613-993-3595 (telephone), 613-990-2439 (fax), secretary@citttcce.gc.ca (email).
Ottawa, November 29, 2007
HÉLÈNE NADEAU
Secretary
Avis est donné par la présente que le Tribunal canadien du
commerce extérieur a rendu une décision le 29 novembre 2007
concernant un appel interjeté par La Société Canadian Tire Limitée à la suite d’une décision du président de l’Agence des services
frontaliers du Canada rendue le 26 septembre 2006 concernant
une demande de réexamen aux termes du paragraphe 60(4) de la
Loi sur les douanes.
L’appel, entendu le 13 septembre 2007 aux termes du paragraphe 67(1) de la Loi sur les douanes, a été rejeté.
Pour plus de renseignements, veuillez communiquer avec le
Secrétaire, Tribunal canadien du commerce extérieur, Standard
Life Centre, 15e étage, 333, avenue Laurier Ouest, Ottawa (Ontario) K1A 0G7, 613-993-3595 (téléphone), 613-990-2439 (télécopieur), secretaire@tcce-citt.gc.ca (courriel).
Ottawa, le 29 novembre 2007
Le secrétaire
HÉLÈNE NADEAU
[49-1-o]
[49-1-o]
CANADIAN INTERNATIONAL TRADE TRIBUNAL
TRIBUNAL CANADIEN DU COMMERCE EXTÉRIEUR
DETERMINATION
DÉCISION
Architect and engineering services
Services d’architecture et d’ingénierie
Notice is hereby given that, after completing its inquiry, the
Canadian International Trade Tribunal (the Tribunal) made a determination (File No. PR-2007-025) on November 2, 2007, with
respect to a complaint filed by TPG Technology Consulting Limited (TPG), of Ottawa, Ontario, under subsection 30.11(1) of
the Canadian International Trade Tribunal Act, R.S.C. 1985
(4th Supp.), c. 47, concerning a procurement (Solicitation
No. EN869-040407/A) by the Department of Public Works and
Government Services (PWGSC). The solicitation was for the
provision of engineering and technical services.
TPG alleged that PWGSC improperly modified the evaluation
methodology set out in the Request for Proposal after the closing
date and that, therefore, bids were not evaluated in accordance
with the published evaluation methodology and criteria.
Having examined the evidence presented by the parties and
considered the provisions of the Agreement on Internal Trade, the
North American Free Trade Agreement and the Agreement on
Government Procurement, the Tribunal determined that the complaint was valid.
Further information may be obtained from the Secretary,
Canadian International Trade Tribunal, Standard Life Centre,
15th Floor, 333 Laurier Avenue W, Ottawa, Ontario K1A 0G7,
613-993-3595 (telephone), 613-990-2439 (fax), secretary@citttcce.gc.ca (email).
Ottawa, November 29, 2007
HÉLÈNE NADEAU
Secretary
Avis est donné par la présente que le Tribunal canadien du
commerce extérieur (le Tribunal), à la suite de son enquête, a
rendu une décision (dossier no PR-2007-025) le 2 novembre 2007
concernant une plainte déposée par TPG Technology Consulting
Limited (TPG), d’Ottawa (Ontario), aux termes du paragraphe 30.11(1) de la Loi sur le Tribunal canadien du commerce
extérieur, L.R.C. 1985 (4e supp.), c. 47, au sujet d’un marché
(invitation no EN869-040407/A) passé par le ministère des Travaux publics et des Services gouvernementaux (TPSGC). L’invitation portait sur la prestation de services techniques et d’ingénierie.
TPG alléguait que TPSGC avait, après la date de clôture des
soumissions, incorrectement modifié la méthode d’évaluation
énoncée dans la demande de proposition et que, par conséquent,
les soumissions n’avaient pas été évaluées selon la méthode
d’évaluation et les critères publiés.
Après avoir examiné les éléments de preuve présentés par les
parties et tenu compte des dispositions de l’Accord sur le commerce intérieur, de l’Accord de libre-échange nord-américain et
de l’Accord sur les marchés publics, le Tribunal a jugé que la
plainte était fondée.
Pour plus de renseignements, veuillez communiquer avec le
Secrétaire, Tribunal canadien du commerce extérieur, Standard
Life Centre, 15e étage, 333, avenue Laurier Ouest, Ottawa (Ontario) K1A 0G7, 613-993-3595 (téléphone), 613-990-2439 (télécopieur), secretaire@tcce-citt.gc.ca (courriel).
Ottawa, le 29 novembre 2007
Le secrétaire
HÉLÈNE NADEAU
[49-1-o]
[49-1-o]
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
3401
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
NOTICE TO INTERESTED PARTIES
AVIS AUX INTÉRESSÉS
The following notices are abridged versions of the Commission’s
original notices bearing the same number. The original notices
contain a more detailed outline of the applications, including additional locations and addresses where the complete files may be
examined. The relevant material, including the notices and applications, is available for viewing during normal business hours at
the following offices of the Commission:
— Central Building, Les Terrasses de la Chaudière, Room 206,
1 Promenade du Portage, Gatineau, Quebec K1A 0N2, 819997-2429 (telephone), 994-0423 (TDD), 819-994-0218 (fax);
— Metropolitan Place, Suite 1410, 99 Wyse Road, Dartmouth,
Nova Scotia B3A 4S5, 902-426-7997 (telephone), 426-6997
(TDD), 902-426-2721 (fax);
— Kensington Building, Suite 1810, 275 Portage Avenue, Winnipeg, Manitoba R3B 2B3, 204-983-6306 (telephone),
983-8274 (TDD), 204-983-6317 (fax);
— 530–580 Hornby Street, Vancouver, British Columbia V6C
3B6, 604-666-2111 (telephone), 666-0778 (TDD), 604666-8322 (fax);
— CRTC Documentation Centre, 205 Viger Avenue W,
Suite 504, Montréal, Quebec H2Z 1G2, 514-283-6607 (telephone), 283-8316 (TDD), 514-283-3689 (fax);
— CRTC Documentation Centre, 55 St. Clair Avenue E,
Suite 624, Toronto, Ontario M4T 1M2, 416-952-9096
(telephone), 416-954-6343 (fax);
— CRTC Documentation Centre, Cornwall Professional Building, Room 103, 2125 11th Avenue, Regina, Saskatchewan
S4P 3X3, 306-780-3422 (telephone), 306-780-3319 (fax);
— CRTC Documentation Centre, 10405 Jasper Avenue,
Suite 520, Edmonton, Alberta T5J 3N4, 780-495-3224
(telephone), 780-495-3214 (fax).
Interventions must be filed with the Secretary General, Canadian
Radio-television and Telecommunications Commission, Ottawa,
Ontario K1A 0N2, together with proof that a true copy of the
intervention has been served upon the applicant, on or before the
deadline given in the notice.
Secretary General
Les avis qui suivent sont des versions abrégées des avis originaux
du Conseil portant le même numéro. Les avis originaux contiennent
une description plus détaillée de chacune des demandes, y compris
les lieux et adresses où l’on peut consulter les dossiers complets.
Tous les documents afférents, y compris les avis et les demandes,
sont disponibles pour examen durant les heures normales d’ouverture aux bureaux suivants du Conseil :
— Édifice central, Les Terrasses de la Chaudière, Pièce 206,
1, promenade du Portage, Gatineau (Québec) K1A 0N2,
819-997-2429 (téléphone), 994-0423 (ATS), 819-994-0218
(télécopieur);
— Place Metropolitan, Bureau 1410, 99, chemin Wyse, Dartmouth (Nouvelle-Écosse) B3A 4S5, 902-426-7997 (téléphone), 426-6997 (ATS), 902-426-2721 (télécopieur);
— Édifice Kensington, Pièce 1810, 275, avenue Portage, Winnipeg (Manitoba) R3B 2B3, 204-983-6306 (téléphone),
983-8274 (ATS), 204-983-6317 (télécopieur);
— 580, rue Hornby, Bureau 530, Vancouver (ColombieBritannique) V6C 3B6, 604-666-2111 (téléphone), 666-0778
(ATS), 604-666-8322 (télécopieur);
— Centre de documentation du CRTC, 205, avenue Viger Ouest,
Bureau 504, Montréal (Québec) H2Z 1G2, 514-283-6607
(téléphone), 283-8316 (ATS), 514-283-3689 (télécopieur);
— Centre de documentation du CRTC, 55, avenue St. Clair Est,
Bureau 624, Toronto (Ontario) M4T 1M2, 416-952-9096
(téléphone), 416-954-6343 (télécopieur);
— Centre de documentation du CRTC, Édifice Cornwall Professional, Pièce 103, 2125, 11e Avenue, Regina (Saskatchewan) S4P 3X3, 306-780-3422 (téléphone), 306-780-3319
(télécopieur);
— Centre de documentation du CRTC, 10405, avenue Jasper,
Bureau 520, Edmonton (Alberta) T5J 3N4, 780-495-3224
(téléphone), 780-495-3214 (télécopieur).
Les interventions doivent parvenir au Secrétaire général, Conseil de la radiodiffusion et des télécommunications canadiennes,
Ottawa (Ontario) K1A 0N2, avec preuve qu’une copie conforme
a été envoyée à la requérante, avant la date limite d’intervention
mentionnée dans l’avis.
Secrétaire général
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
DECISIONS
DÉCISIONS
The complete texts of the decisions summarized below are
available from the offices of the CRTC.
On peut se procurer le texte complet des décisions résumées
ci-après en s’adressant au CRTC.
2007-402
2007-402
November 26, 2007
Open Learning Agency, on behalf of a corporation to be
incorporated under the name of Knowledge Network Corporation
Burnaby, British Columbia
Approved — Acquisition of the assets of the Knowledge Network.
Le 26 novembre 2007
Open Learning Agency, au nom d’une société devant être
constituée sous le nom de Knowledge Network Corporation
Burnaby (Colombie-Britannique)
Approuvé — Acquisition de l’actif de Knowledge Network.
3402
Canada Gazette Part I
2007-403
December 8, 2007
November 27, 2007
2007-403
Le 27 novembre 2007
Société de télédiffusion du Québec
Various locations in Québec
Renewed — Broadcasting licences for the television network TéléQuébec and the television programming undertaking CIMV-TV
Montréal and its transmitters until August 31, 2009.
Société de télédiffusion du Québec
Diverses localités au Québec
Renouvelé — Licences de radiodiffusion du réseau de télévision
Télé-Québec et de l’entreprise de programmation de télévision
CIMV-TV Montréal et de ses émetteurs jusqu’au 31 août 2009.
2007-404
2007-404
November 28, 2007
Le 28 novembre 2007
Bienesh Intl Network Inc.
Across Canada
Approved — Acquisition of the assets of the national, Farsilanguage Category 2 specialty programming service to be known
as Arya TV.
Approved — New broadcasting licence to operate Arya TV
and an extension of the time limit to commence operations to
October 8, 2008.
Bienesh Intl Network Inc.
L’ensemble du Canada
Approuvé — Acquisition de l’actif du service national de programmation d’émissions spécialisées de catégorie 2 de langue
farsi, devant être connu sous le nom d’Arya TV.
Approuvé — Exploitation d’Arya TV et prorogation du délai de
mise en exploitation au 8 octobre 2008.
2007-405
2007-405
November 29, 2007
Le 29 novembre 2007
Cochrane Polar Bear Radio Club
Cochrane, Ontario
Denied — FM radio programming undertaking in Cochrane.
Cochrane Polar Bear Radio Club
Cochrane (Ontario)
Refusé — Entreprise de programmation de radio FM à Cochrane.
2007-406
2007-406
November 29, 2007
Le 29 novembre 2007
Burlingham Communications Inc.
Hamilton/Burlington and Peterborough, Ontario
Denied — Rebroadcast transmitter at Peterborough.
Burlingham Communications Inc.
Hamilton/Burlington et Peterborough (Ontario)
Refusé — Réémetteur à Peterborough.
2007-407
2007-407
November 29, 2007
Burlingham Communications Inc.
Hamilton/Burlington and Ottawa, Ontario
Denied — Rebroadcast transmitter at Ottawa.
2007-408
Le 29 novembre 2007
Burlingham Communications Inc.
Hamilton/Burlington et Ottawa (Ontario)
Refusé — Réémetteur à Ottawa.
November 30, 2007
2007-408
Le 30 novembre 2007
The Score Television Network Ltd., on its behalf and on behalf
of its wholly owned subsidiary 2139846 Ontario Inc.
Across Canada
Approved — Corporate reorganization involving a transfer of
effective control and an acquisition of assets.
The Score Television Network Ltd., en son nom et au nom de
sa filiale à part entière 2139846 Ontario Inc.
L’ensemble du Canada
Approuvé — Réorganisation intrasociété comprenant notamment
un transfert de contrôle effectif et une acquisition d’actif.
2007-409
2007-409
November 30, 2007
Le 30 novembre 2007
Asian Zone Television Inc.
Across Canada
Approved — Acquisition of assets from Golden Tunes Productions Inc.
Asian Zone Television Inc.
L’ensemble du Canada
Approuvé — Acquisition d’actif de Golden Tunes Productions
Inc.
2007-410
2007-410
November 30, 2007
Le 30 novembre 2007
CTV Limited
Halifax, Nova Scotia
Approved — Conversion of CJCH Halifax to the FM band.
CTV limitée
Halifax (Nouvelle-Écosse)
Approuvé — Conversion de CJCH Halifax à la bande FM.
2007-411
2007-411
November 30, 2007
Encore Avenue Ltd.
Edmonton, Alberta
Approved — Authorization to permit one of the multiplexed program channels of the regional, English-language general interest
pay television programming undertaking known as Encore Avenue
Le 30 novembre 2007
Encore Avenue Ltd.
Edmonton (Alberta)
Approuvé — Autorisation de distribuer en clair l’une des chaînes
d’émissions multiplexes de son entreprise régionale de programmation de télévision payante d’intérêt général de langue anglaise,
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
3403
to be distributed on unencrypted basis on one of the discretionary
analog tiers of Shaw Communications Inc.’s cable broadcasting
distribution undertakings serving communities in western Canada.
Encore Avenue, à l’un des volets analogiques facultatifs des entreprises de distribution de radiodiffusion par câble de Shaw
Communications Inc. desservant des collectivités de l’ouest du
Canada.
[49-1-o]
[49-1-o]
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
PUBLIC HEARING 2007-10-4
AUDIENCE PUBLIQUE 2007-10-4
Review of the regulatory frameworks for broadcasting
distribution undertakings and discretionary programming
services
Révision des cadres de réglementation des entreprises de
distribution de radiodiffusion et des services de programmation
facultatifs
The Commission clarifies that it considers issues related to distant signals to be within the scope of this proceeding. The Commission will therefore accept proposals, comments and evidence
regarding the impact of distant signals and the impact of their
importation into local markets as part of the proposals and comments on a fee for the distribution of over-the-air television signals to be submitted by January 25, 2008.
The Commission is also establishing a revised date of February 22, 2008, for the filing of replies in the proceeding.
November 30, 2007
Le Conseil tient à préciser qu’il estime que les questions relatives aux signaux éloignés sont des sujets pertinents à la présente
instance. Le Conseil acceptera donc que soient soumises des propositions, des observations et des preuves concernant l’incidence
des signaux éloignés et les conséquences de leur importation dans
les marchés locaux, avec les propositions et les observations sur
le tarif de distribution des signaux de télévision en direct à déposer au plus tard le 25 janvier 2008.
Afin de bien refléter le fait que l’on a intégré à cette instance la
question du tarif de distribution, y compris les discussions reliées
aux signaux éloignés, les parties pourront présenter dans leurs
mémoires à déposer d’ici le 25 janvier 2008 des mises à jour de
leurs observations et propositions originales qui devaient être
soumises au Conseil en date du 19 octobre dernier.
Le Conseil annonce également que le 22 février 2008 est la
nouvelle date de dépôt des réponses pour cette instance.
Le 30 novembre 2007
[49-1-o]
[49-1-o]
As part of the submissions to be filed by January 25, 2008, parties may file comments updating their original proposals and
comments that were filed by October 19, 2007, to reflect the fact
that the fee-for-carriage issue, including issues related to distant
signals, has been included in the proceeding.
CANADIAN RADIO-TELEVISION AND
TELECOMMUNICATIONS COMMISSION
CONSEIL DE LA RADIODIFFUSION ET DES
TÉLÉCOMMUNICATIONS CANADIENNES
PUBLIC HEARING 2007-13-3
AUDIENCE PUBLIQUE 2007-13-3
Further to its Broadcasting Notices of Public Hearing
CRTC 2007-13, 2007-13-1 and 2007-13-2, dated October 4 and
19 and November 23, 2007, relating to a public hearing which
will be held on December 5, 2007, at 9:30 a.m., at the Conference
Centre, Portage IV, 140 Promenade du Portage, Gatineau, Quebec, the Commission announces that the following item is withdrawn from this public hearing and will be rescheduled at a later
date:
Item 16
Montréal, Quebec
Application No. 2007-0844-8
Application by Télévision communautaire Frontenac for a licence to operate a community programming undertaking in the
service area of Bell Canada which operates a Class 1 broadcasting distribution undertaking in Montréal, Quebec.
À la suite de ses avis d’audience publique de radiodiffusion
CRTC 2007-13, 2007-13-1 et 2007-13-2 du 4 et 19 octobre et du
23 novembre 2007, relativement à l’audience publique qui aura
lieu le 5 décembre 2007, à 9 h 30, au Centre de conférences, Portage IV, 140, promenade du Portage, Gatineau (Québec), le Conseil annonce que l’article suivant est retiré de cette audience publique et sera reporté à une date ultérieure :
November 28, 2007
[49-1-o]
Article 16
Montréal (Québec)
Numéro de demande 2007-0844-8
Demande présentée par Télévision communautaire Frontenac
en vue d’obtenir une licence visant l’exploitation d’un service
de programmation communautaire dans la zone de desserte de
Bell Canada qui exploite une entreprise de distribution de radiodiffusion de classe 1 à Montréal (Québec).
Le 28 novembre 2007
[49-1-o]
3404
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
PUBLIC SERVICE COMMISSION
COMMISSION DE LA FONCTION PUBLIQUE
PUBLIC SERVICE EMPLOYMENT ACT
LOI SUR L’EMPLOI DANS LA FONCTION PUBLIQUE
Leave granted
Congé accordé
The Public Service Commission of Canada, pursuant to section 116 of the Public Service Employment Act, hereby gives notice that it has granted a leave of absence without pay during the
election period, pursuant to subsection 114(5) of the said Act, to
Terrill Young, Program Officer (PM-01), Agriculture and AgriFood Canada, Regina, Saskatchewan, to be a candidate in the Saskatchewan provincial election that will be held on November 7,
2007, for the electoral district of Regina Coronation Park.
MARIA BARRADOS
President
La Commission de la fonction publique du Canada, en vertu de
l’article 116 de la Loi sur l’emploi dans la fonction publique,
donne avis par la présente qu’elle a accordé, aux termes du paragraphe 114(5) de ladite loi, un congé sans solde pendant la période électorale à Terrill Young, agente de programme (PM-01),
Agriculture et Agroalimentaire Canada, Regina (Saskatchewan),
pour être candidate à l’élection provinciale de Saskatchewan qui
aura lieu le 7 novembre 2007, pour la circonscription de Regina
Coronation Park.
Ce congé commencera le 6 novembre 2007, date à laquelle
Mme Young a signifié, par écrit, qu’elle acceptait les conditions de
ce congé.
Le 28 novembre 2007
La présidente
MARIA BARRADOS
[49-1-o]
[49-1-o]
This leave is effective as of November 6, 2007, the date on
which Ms. Young accepted in writing the conditions of this leave.
November 28, 2007
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
3405
MISCELLANEOUS NOTICES
AVIS DIVERS
THE BEATRICE WATSON-ACHESON FOUNDATION
THE BEATRICE WATSON-ACHESON FOUNDATION
RELOCATION OF HEAD OFFICE
CHANGEMENT DE LIEU DU SIÈGE SOCIAL
Notice is hereby given that The Beatrice Watson-Acheson
Foundation has changed the location of its head office to the city
of Lisle, province of Ontario.
November 19, 2007
GORDON BURTT
President
Avis est par les présentes donné que The Beatrice WatsonAcheson Foundation a changé le lieu de son siège social qui est
maintenant situé à Lisle, province d’Ontario.
Le 19 novembre 2007
Le président
GORDON BURTT
[49-1-o]
[49-1-o]
CANADIAN AIRBORNE FORCES MUSEUM
MUSÉE DES FORCES AÉROPORTÉES CANADIENNES
SURRENDER OF CHARTER
ABANDON DE CHARTE
Notice is hereby given that the Canadian Airborne Forces Museum, located at Canadian Forces Base Petawawa, intends to apply to the Minister of Industry for leave to surrender its charter,
pursuant to the Canada Corporations Act. Such action is being
taken in order not to compromise the future charitable status of
the museum.
December 8, 2007
R. W. MCBRIDE
Chairman of the Board of Directors
Avis est par les présentes donné que le Musée des Forces aéroportées canadiennes, qui se trouve à la Base des Forces canadiennes Petawawa, demandera au ministre de l’Industrie la permission
d’abandonner sa charte en vertu de la Loi sur les corporations
canadiennes. Cette démarche vise à ne pas empêcher le musée
d’obtenir le statut d’organisme sans but lucratif.
Le 8 décembre 2007
Le président du conseil d’administration
R. W. MCBRIDE
[49-1-o]
[49-1-o]
CANADIAN EDUCATION ALLIANCE
CANADIAN EDUCATION ALLIANCE
SURRENDER OF CHARTER
ABANDON DE CHARTE
Notice is hereby given that Canadian Education Alliance intends to apply to the Minister of Industry for leave to surrender its
charter, pursuant to the Canada Corporations Act.
JAMES YELLOWLEES
Managing Director
Avis est par les présentes donné que Canadian Education
Alliance demandera au ministre de l’Industrie la permission
d’abandonner sa charte en vertu de la Loi sur les corporations
canadiennes.
Le 23 novembre 2007
Le directeur général
JAMES YELLOWLEES
[49-1-o]
[49-1-o]
November 23, 2007
CANADIAN MENTAL HEALTH ASSOCIATION
ASSOCIATION CANADIENNE POUR LA SANTÉ
MENTALE
RELOCATION OF HEAD OFFICE
CHANGEMENT DE LIEU DU SIÈGE SOCIAL
Notice is hereby given that the Canadian Mental Health Association has changed the location of its head office to the city of
Ottawa, province of Ontario.
November 26, 2007
Dr. TAYLOR ALEXANDER
Chief Executive Officer
Avis est par les présentes donné que l’Association canadienne
pour la santé mentale a changé le lieu de son siège social qui est
maintenant situé à Ottawa, province d’Ontario.
Le 26 novembre 2007
Le chef de la direction
Dr TAYLOR ALEXANDER
[49-1-o]
[49-1-o]
3406
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
CASABLANCA FOUNDATION
CASABLANCA FOUNDATION
RELOCATION OF HEAD OFFICE
CHANGEMENT DE LIEU DU SIÈGE SOCIAL
Notice is hereby given that CASABLANCA FOUNDATION
has changed the location of its head office to the city of Kelowna,
province of British Columbia.
November 29, 2007
CHRIS JO ELLOM
President
Avis est par les présentes donné que CASABLANCA FOUNDATION a changé le lieu de son siège social qui est maintenant
situé à Kelowna, province de la Colombie-Britannique.
Le 29 novembre 2007
Le président
CHRIS JO ELLOM
[49-1-o]
[49-1-o]
DEPARTMENT OF FISHERIES AND OCEANS
MINISTÈRE DES PÊCHES ET DES OCÉANS
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
The Department of Fisheries and Oceans, Small Craft Harbours
Branch, hereby gives notice that an application has been made to
the Minister of Transport, Infrastructure and Communities under
the Navigable Waters Protection Act for approval of the plans and
site of the work described herein. Under section 9 of the said Act,
the Department of Fisheries and Oceans, Small Craft Harbours
Branch, has deposited with the Minister of Transport, Infrastructure and Communities and in the Registry of Deeds, Land Registry District of Kings County, Prince Edward Island, under deposit
No. 33030, a description of the site and plans of the existing
wharves, launching ramp, floating docks and shore protection
works at Georgetown, Kings County, Prince Edward Island, in lot
bearing PID 172973, property of Her Majesty the Queen in right
of Canada.
Comments regarding the effect of this work on marine navigation may be directed to the Superintendent, Navigable Waters
Protection Program, Transport Canada, P.O. Box 1013, Dartmouth, Nova Scotia B2Y 4K2. However, comments will be considered only if they are in writing and are received not later than
30 days after the date of publication of this notice. Although all
comments conforming to the above will be considered, no individual response will be sent.
Halifax, November 30, 2007
DEPARTMENT OF FISHERIES AND OCEANS
La Direction des ports pour petits bateaux du ministère des Pêches et des Océans donne avis, par les présentes, qu’une demande
a été déposée auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités, en vertu de la Loi sur la protection des
eaux navigables, pour l’approbation des plans et de l’emplacement de l’ouvrage décrit ci-après. La Direction des ports pour
petits bateaux du ministère des Pêches et des Océans a, en vertu
de l’article 9 de ladite loi, déposé auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités et au bureau d’enregistrement des titres du district d’enregistrement du comté de
Kings (Île-du-Prince-Édouard), sous le numéro de dépôt 33030,
une description de l’emplacement et les plans des quais, des quais
à encoffrement, de la rampe d’accès à l’eau, des jetées flottantes
et des ouvrages de protection du rivage actuels à Georgetown,
dans le comté de Kings, à l’Île-du-Prince-Édouard, dans le lot qui
porte le NIP 172973, propriété de Sa Majesté la Reine du chef du
Canada.
Les commentaires relatifs à l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime peuvent être adressés au Surintendant, Programme
de protection des eaux navigables, Transports Canada, Case postale 1013, Dartmouth (Nouvelle-Écosse) B2Y 4K2. Veuillez noter
que seuls les commentaires faits par écrit et reçus au plus tard
30 jours suivant la date de publication de cet avis seront considérés. Même si tous les commentaires répondant à ces exigences
seront considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Halifax, le 30 novembre 2007
MINISTÈRE DES PÊCHES ET DES OCÉANS
[49-1-o]
[49-1-o]
GIKI-CANADA
GIKI-CANADA
RELOCATION OF HEAD OFFICE
CHANGEMENT DE LIEU DU SIÈGE SOCIAL
Notice is hereby given that GIKI-CANADA has changed the
location of its head office to the city of Toronto, province of
Ontario.
November 19, 2007
RICHARD WONG
Secretary
Avis est par les présentes donné que GIKI-CANADA a changé
le lieu de son siège social qui est maintenant situé à Toronto, province d’Ontario.
Le 19 novembre 2007
Le secrétaire
RICHARD WONG
[49-1-o]
[49-1-o]
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
3407
HAMILTON CONSERVATION AUTHORITY
OFFICE DE PROTECTION DE LA NATURE DE LA
RÉGION DE HAMILTON
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
The Hamilton Conservation Authority hereby gives notice that
an application has been made to the Minister of Transport, Infrastructure and Communities under the Navigable Waters Protection Act for approval of the plans and site of the work described
herein. Under section 9 of the said Act, the Hamilton Conservation Authority has deposited with the Minister of Transport, Infrastructure and Communities and in the Land Registry Office
for the Registry Division of Wentworth, at 119 King Street W,
4th Floor, Hamilton, Ontario, under deposit No. VM2747S1,
a description of the site and plans of the existing dam and proposed safety boom across Spencer Creek, at Christie Lake Dam,
within the Christie Lake Conservation Area, in front of Lot 6,
Concession 2.
Comments may be directed to the Superintendent, Navigable
Waters Protection Program, Transport Canada, 100 Front Street S,
Sarnia, Ontario N7T 2M4. However, comments will be considered only if they are in writing, are received not later than 30 days
after the date of publication of this notice and are related to the
effects of this work on marine navigation. Although all comments
conforming to the above will be considered, no individual response will be sent.
Hamilton, November 19, 2007
KATHERINE J. MENYES
Director
Watershed Planning and Engineering
L’Office de protection de la nature de la région de Hamilton
donne avis, par les présentes, qu’une demande a été déposée auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités, en vertu de la Loi sur la protection des eaux navigables,
pour l’approbation des plans et de l’emplacement de l’ouvrage
décrit ci-après. L’Office de protection de la nature de la région de
Hamilton a, en vertu de l’article 9 de ladite loi, déposé auprès du
ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités et
au bureau d’enregistrement de la circonscription foncière de
Wentworth, situé au 119, rue King Ouest, 4e étage, Hamilton (Ontario), sous le numéro de dépôt VM2747S1, une description de
l’emplacement et les plans du barrage actuel et de l’estacade de
sécurité que l’on propose de construire au-dessus du ruisseau
Spencer, au barrage Christie Lake, à l’intérieur de la Christie Lake
Conservation Area, en face du lot 6, concession 2.
Les commentaires éventuels doivent être adressés au Surintendant, Programme de protection des eaux navigables, Transports
Canada, 100, rue Front Sud, Sarnia (Ontario) N7T 2M4. Veuillez
noter que seuls les commentaires faits par écrit, reçus au plus tard
30 jours suivant la date de publication de cet avis et relatifs à
l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime seront considérés.
Même si tous les commentaires répondant à ces exigences seront
considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Hamilton, le 19 novembre 2007
Le directeur
Planification et conception du bassin hydrographique
KATHERINE J. MENYES
[49-1-o]
[49-1-o]
KASABONIKA LAKE FIRST NATION
KASABONIKA LAKE FIRST NATION
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
The Kasabonika Lake First Nation hereby gives notice that an
application has been made to the Minister of Transport, Infrastructure and Communities under the Navigable Waters Protection Act for approval of the plans and site of the work described
herein. Under section 9 of the said Act, the Kasabonika Lake First
Nation has deposited with the Minister of Transport, Infrastructure and Communities and in the office of the District Registrar of
the Land Registry District of Kenora, at 220 Main Street S,
Kenora, Ontario P9N 1T2, under deposit No. R33395, a description of the site and plans for the installation of a HDPE DR11
sanitary force main measuring 2 180 m in length and 200 mm in
diameter on the bottom of Kasabonika Lake, from the community
to the new lagoon site on the mainland (geo-reference coordinates: NAD83 16U from 5932500N, 393550E to 5930061N,
393793E); and, for the proposed lagoon access road, the installation of a 36-m clear-span, single-lane bridge over an unnamed
creek at the southwest end of Kasabonika Lake (geo-reference
coordinates: NAD83 16U 5930299N, 392218E).
La Kasabonika Lake First Nation donne avis, par les présentes,
qu’une demande a été déposée auprès du ministre des Transports,
de l’Infrastructure et des Collectivités, en vertu de la Loi sur la
protection des eaux navigables, pour l’approbation des plans et de
l’emplacement de l’ouvrage décrit ci-après. La Kasabonika Lake
First Nation a, en vertu de l’article 9 de ladite loi, déposé auprès
du ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités
et au bureau de la publicité des droits du district d’enregistrement
de Kenora, situé au 220, rue Main Sud, Kenora (Ontario) P9N
1T2, sous le numéro de dépôt R33395, une description de
l’emplacement et les plans de l’installation d’une conduite de
refoulement sanitaire HDPE DR11 ayant 2 180 m de longueur et
200 mm de diamètre au fond du lac Kasabonika, de la collectivité
au site de la nouvelle lagune sur la terre ferme (coordonnées de
référence géographique : NAD83 16U de 5932500N, 393550E à
5930061N, 393793E); pour le chemin d’accès à la lagune proposé, l’installation d’un pont à portée libre, d’une voie, d’une longueur de 36 m, au-dessus d’un ruisseau non désigné, à l’extrémité
sud-ouest du lac Kasabonika (coordonnées de référence géographique : NAD83 16U 5930299N, 392218E).
Les commentaires éventuels doivent être adressés au Surintendant, Programme de protection des eaux navigables, Transports
Canada, 100, rue Front Sud, Sarnia (Ontario) N7T 2M4. Veuillez
noter que seuls les commentaires faits par écrit, reçus au plus tard
30 jours suivant la date de publication de cet avis et relatifs à
l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime seront considérés.
Comments may be directed to the Superintendent, Navigable
Waters Protection Program, Transport Canada, 100 Front Street S,
Sarnia, Ontario N7T 2M4. However, comments will be considered only if they are in writing, are received not later than 30 days
after the date of publication of this notice and are related to the
effects of this work on marine navigation. Although all comments
3408
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
conforming to the above will be considered, no individual response
will be sent.
Kasabonika Lake, November 27, 2007
ENO H. ANDERSON
Deputy Chief
Même si tous les commentaires répondant à ces exigences seront
considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Kasabonika Lake, le 27 novembre 2007
Le chef adjoint
ENO H. ANDERSON
[49-1-o]
[49-1]
MINISTRY OF NATURAL RESOURCES OF ONTARIO
MINISTÈRE DES RICHESSES NATURELLES DE
L’ONTARIO
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
The Ministry of Natural Resources of Ontario, Ontario Parks,
hereby gives notice that an application has been made to the Minister of Transport, Infrastructure and Communities under the
Navigable Waters Protection Act for approval of the plans and
site of the work described herein. Under section 9 of the said Act,
the Ministry of Natural Resources of Ontario, Ontario Parks, has
deposited with the Minister of Transport, Infrastructure and
Communities and in the office of the District Registrar of the
Land Registry District of Muskoka, at Bracebridge, Ontario, under
deposit No. 373077, a description of the site and plans for the
construction of two bridges over the Little East River, on the
main park access road of Arrowhead Provincial Park, in the town
of Huntsville, district of Muskoka.
Le ministère des Richesses naturelles de l’Ontario, Parcs Ontario, donne avis, par les présentes, qu’une demande a été déposée
auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités, en vertu de la Loi sur la protection des eaux navigables, pour l’approbation des plans et de l’emplacement de
l’ouvrage décrit ci-après. En vertu de l’article 9 de ladite loi, le
ministère des Richesses naturelles de l’Ontario, Parcs Ontario, a
déposé auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et
des Collectivités et au bureau de la publicité des droits du district
d’enregistrement de Muskoka, à Bracebridge (Ontario), sous le
numéro de dépôt 373077, une description de l’emplacement et les
plans de deux ponts que l’on propose de construire au-dessus de
la rivière Little East, sur la route d’accès principale du parc provincial Arrowhead, à Huntsville, district de Muskoka.
Les commentaires éventuels doivent être adressés au Surintendant, Programme de protection des eaux navigables, Transports
Canada, 100, rue Front Sud, Sarnia (Ontario) N7T 2M4. Veuillez
noter que seuls les commentaires faits par écrit, reçus au plus tard
30 jours suivant la date de publication de cet avis et relatifs à
l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime seront considérés.
Même si tous les commentaires répondant à ces exigences seront
considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Huntsville, le 31 octobre 2007
MINISTÈRE DES RICHESSES NATURELLES
DE L’ONTARIO
Comments may be directed to the Superintendent, Navigable
Waters Protection Program, Transport Canada, 100 Front Street S,
Sarnia, Ontario N7T 2M4. However, comments will be considered only if they are in writing, are received not later than 30 days
after the date of publication of this notice and are related to the
effects of this work on marine navigation. Although all comments
conforming to the above will be considered, no individual response will be sent.
Huntsville, October 31, 2007
MINISTRY OF NATURAL RESOURCES OF ONTARIO
[49-1-o]
[49-1-o]
NB POWER DISTRIBUTION AND CUSTOMER SERVICE
CORPORATION
LA CORPORATION DE DISTRIBUTION ET SERVICE
À LA CLIENTÈLE ÉNERGIE NB
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
NB Power Distribution and Customer Service Corporation
hereby gives notice that an application has been made to the Minister of Transport, Infrastructure and Communities under the
Navigable Waters Protection Act for approval of the plans and
site of the work described herein. Under section 9 of the said Act,
NB Power Distribution and Customer Service Corporation has
deposited with the Minister of Transport, Infrastructure and Communities and in the office of the District Registrar of the Land
Registry District of Kent County, at Richibucto, New Brunswick,
under deposit No. 24630775, a description of the site and plans
for the rebuilding of a 270-m span single-phase (7.2 kV) aerial
line, across the Molus River, at Bass River Point Road, in front of
waterfront lots bearing PIDs 25090036 and 25083601.
La Corporation de distribution et service à la clientèle Énergie
NB donne avis, par les présentes, qu’une demande a été déposée
auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités, en vertu de la Loi sur la protection des eaux navigables, pour l’approbation des plans et de l’emplacement de l’ouvrage décrit ci-après. La Corporation de distribution et service à
la clientèle Énergie NB a, en vertu de l’article 9 de ladite loi, déposé auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et des
Collectivités et au bureau de la publicité des droits du district
d’enregistrement du comté de Kent, à Richibucto (NouveauBrunswick), sous le numéro de dépôt 24630775, une description
de l’emplacement et les plans de la reconstruction d’une ligne
aérienne monophasée (7,2 kV) d’une portée de 270 m au-dessus
de la rivière Molus, au chemin Bass River Point, en face des lots
de grève qui portent les NIP 25090036 et 25083601.
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
3409
Comments regarding the effect of this work on marine navigation may be directed to the Superintendent, Navigable Waters
Protection Program, Transport Canada, P.O. Box 1013, Dartmouth, Nova Scotia B2Y 4K2. However, comments will be considered only if they are in writing and are received not later than
30 days after the date of publication of this notice. Although all
comments conforming to the above will be considered, no individual response will be sent.
Fredericton, December 8, 2007
NB POWER DISTRIBUTION AND CUSTOMER SERVICE
CORPORATION
Les commentaires relatifs à l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime peuvent être adressés au Surintendant, Programme
de protection des eaux navigables, Transports Canada, Case postale 1013, Dartmouth (Nouvelle-Écosse) B2Y 4K2. Veuillez noter
que seuls les commentaires faits par écrit et reçus au plus tard
30 jours suivant la date de publication de cet avis seront considérés. Même si tous les commentaires répondant à ces exigences
seront considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Fredericton, le 8 décembre 2007
LA CORPORATION DE DISTRIBUTION ET SERVICE À LA
CLIENTÈLE ÉNERGIE NB
[49-1-o]
[49-1-o]
NB POWER DISTRIBUTION AND CUSTOMER SERVICE
CORPORATION
LA CORPORATION DE DISTRIBUTION ET SERVICE
À LA CLIENTÈLE ÉNERGIE NB
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
NB Power Distribution and Customer Service Corporation
hereby gives notice that an application has been made to the Minister of Transport, Infrastructure and Communities under the
Navigable Waters Protection Act for approval of the plans and
site of the work described herein. Under section 9 of the said Act,
NB Power Distribution and Customer Service Corporation has
deposited with the Minister of Transport, Infrastructure and Communities and in the office of the District Registrar of the Land
Registry District of Westmorland County, at Moncton, New Brunswick, under deposit No. 24629595, a description of the site and
plans for the rebuilding of the existing single-phase (7.2 kV) aerial line (overhead distribution line) to a 139-m span three-phase
(12.47 kV) aerial line, including communication cables, across
the Shediac River, at Marc Poirier Bridge Road, in front of waterfront lots bearing PIDs 00876284 and 70094362.
Comments regarding the effect of this work on marine navigation may be directed to the Superintendent, Navigable Waters
Protection Program, Transport Canada, P.O. Box 1013, Dartmouth, Nova Scotia B2Y 4K2. However, comments will be considered only if they are in writing and are received not later than
30 days after the date of publication of this notice. Although all
comments conforming to the above will be considered, no individual response will be sent.
Fredericton, December 8, 2007
NB POWER DISTRIBUTION AND CUSTOMER SERVICE
CORPORATION
La Corporation de distribution et service à la clientèle Énergie
NB donne avis, par les présentes, qu’une demande a été déposée
auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités, en vertu de la Loi sur la protection des eaux navigables, pour l’approbation des plans et de l’emplacement de l’ouvrage décrit ci-après. La Corporation de distribution et service à
la clientèle Énergie NB a, en vertu de l’article 9 de ladite loi, déposé auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et des
Collectivités et au bureau de la publicité des droits du district
d’enregistrement du comté de Westmorland, à Moncton (NouveauBrunswick), sous le numéro de dépôt 24629595, une description
de l’emplacement et les plans de la reconstruction de la ligne aérienne monophasée (7,2 kV) à une construction triphasée (12,47 kV)
d’une portée de 139 m, y compris les câbles de communication,
au-dessus de la rivière Shediac, au chemin Marc Poirier Bridge,
en face des lots de grève qui portent les NIP 00876284 et 70094362.
Les commentaires relatifs à l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime peuvent être adressés au Surintendant, Programme
de protection des eaux navigables, Transports Canada, Case postale 1013, Dartmouth (Nouvelle-Écosse) B2Y 4K2. Veuillez noter
que seuls les commentaires faits par écrit et reçus au plus tard
30 jours suivant la date de publication de cet avis seront considérés. Même si tous les commentaires répondant à ces exigences
seront considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Fredericton, le 8 décembre 2007
LA CORPORATION DE DISTRIBUTION ET SERVICE À LA
CLIENTÈLE ÉNERGIE NB
[49-1-o]
[49-1-o]
RURAL MUNICIPALITY OF DUFFERIN
RURAL MUNICIPALITY OF DUFFERIN
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
The Rural Municipality of Dufferin hereby gives notice that an
application has been made to the Minister of Transport, Infrastructure and Communities under the Navigable Waters Protection Act for approval of the plans and site of the work described
herein. Under section 9 of the said Act, the Rural Municipality of
Dufferin has deposited with the Minister of Transport, Infrastructure and Communities and in the office of the District Registrar of
the Land Registry District of Morden, at 351 Stephen Street,
Morden, Manitoba, under deposit Nos. R 1184 and R 1186, a
La Rural Municipality of Dufferin donne avis, par les présentes, qu’une demande a été déposée auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités, en vertu de la Loi
sur la protection des eaux navigables, pour l’approbation des
plans et de l’emplacement de l’ouvrage décrit ci-après. La Rural
Municipality of Dufferin a, en vertu de l’article 9 de ladite loi,
déposé auprès du ministre des Transports, de l’Infrastructure et
des Collectivités et au bureau de la publicité des droits du district
d’enregistrement de Morden, situé au 351, rue Stephen, Morden
3410
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
Winnipeg, November 27, 2007
STANTEC CONSULTING LTD.
MIKE BOISSONNEAULT, P.Eng.
Structural Engineer
(Manitoba), sous les numéros de dépôt R 1184 et R 1186, une
description de l’emplacement et les plans du remplacement du
pont actuel en béton, à trois travées, au-dessus de la rivière
Boyne, par un pont en béton à travée unique ou à trois travées
dans la moitié nord de la section 28, canton 6, rang 4 Ouest.
Les commentaires éventuels doivent être adressés au Gestionnaire régional, Programme de protection des eaux navigables,
Transports Canada, 9700, avenue Jasper, Bureau 1100, Edmonton
(Alberta) T5J 4E6. Veuillez noter que seuls les commentaires
faits par écrit, reçus au plus tard 30 jours suivant la date de publication de cet avis et relatifs à l’effet de l’ouvrage sur la navigation
maritime seront considérés. Même si tous les commentaires répondant à ces exigences seront considérés, aucune réponse individuelle ne sera envoyée.
Winnipeg, le 27 novembre 2007
STANTEC CONSULTING LTD.
L’ingénieur de structures
MIKE BOISSONNEAULT, ing.
[49-1-o]
[49-1]
description of the site and plans for the replacement of an existing
three-span vehicular concrete bridge with a single-span concrete
bridge or a three-span concrete bridge, over the Boyne River, in
the north half of Section 28, Township 6, Range 4W.
Comments may be directed to the Regional Manager, Navigable Waters Protection Program, Transport Canada, 9700 Jasper
Avenue, Suite 1100, Edmonton, Alberta T5J 4E6. However, comments will be considered only if they are in writing, are received
not later than 30 days after the date of publication of this notice
and are related to the effects of this work on marine navigation.
Although all comments conforming to the above will be considered, no individual response will be sent.
TERRA NOVA INSURANCE COMPANY LIMITED
TERRA NOVA INSURANCE COMPANY LIMITED
LLOYD’S UNDERWRITERS MARKEL SYNDICATE 3000
MARKEL SYNDICATE 3000, ASSUREURS DU LLOYD’S
ASSUMPTION REINSURANCE TRANSACTION
TRANSACTION DE RÉASSURANCE AUX FINS DE PRISE
EN CHARGE
Notice is hereby given, in accordance with section 587.1 of the
Insurance Companies Act, that Markel International Insurance
Company Limited, carrying on business in Canada under the
name Terra Nova Insurance Company Limited (“Terra Nova”),
and Lloyd’s Underwriters Markel Syndicate 3000 (“Markel”)
intend to make an application to the Minister of Finance, on or
after January 8, 2008, for the Minister’s approval for Terra Nova
to cede all of its obligations in respect of risks in Canada under
reinsurance contracts issued, written or assumed by it on or after
April 1, 1993, to Markel and for Markel to reinsure, on an assumption basis, all such risks and assume all of Terra Nova’s
obligation thereunder.
The agreement will be open for inspection during regular business hours for a period of 30 days commencing December 8,
2007, at the following locations: Chief Agency of Terra Nova
Insurance Company Limited, 40 King Street W, Scotia Plaza,
Suite 2100, Toronto, Ontario M5H 3C2; or Lloyd’s Underwriters
Markel Syndicate 3000, c/o MINT Canadian Specialty Underwriters Limited, 145 King Street E, 5th Floor, Toronto, Ontario
M5C 2Y7.
Toronto, December 8, 2007
TERRA NOVA INSURANCE COMPANY LIMITED
J. BRIAN REEVE
Chief Agent in Canada
Avis est par les présentes donné que, conformément à l’article 587.1 de la Loi sur les sociétés d’assurances, Markel International Insurance Company Limited, qui exerce ses activités
au Canada sous la dénomination sociale Terra Nova Insurance
Company Limited (« Terra Nova »), et Markel Syndicate 3000,
assureurs du Lloyd’s (« Markel ») ont l’intention de demander
l’approbation du ministre des Finances pour que, à compter du
8 janvier 2008 : (i) Terra Nova puisse céder à Markel la totalité de
ses obligations visant des risques au Canada ouverts par des
contrats de réassurance qu’elle a établis, émis ou acceptés à
compter du 1er avril 1993; (ii) Markel puisse réassurer tous ces
risques aux fins de prise en charge et accepter la totalité de l’obligation de Terra Nova qui en découle.
L’entente relative à la transaction pourra faire l’objet d’un examen aux heures normales d’ouverture pendant une période de
30 jours commençant le 8 décembre 2007 aux adresses ci-après :
Agence principale de Terra Nova Insurance Company Limited,
40, rue King Ouest, Scotia Plaza, Bureau 2100, Toronto (Ontario)
M5H 3C2; Markel Syndicate 3000, assureurs du Lloyd’s, a/s
MINT Canadian Specialty Underwriters Limited, 145, rue King
Est, 5e étage, Toronto (Ontario) M5C 2Y7.
Toronto, le 8 décembre 2007
TERRA NOVA INSURANCE COMPANY LIMITED
L’agent principal pour le Canada
J. BRIAN REEVE
LLOYD’S UNDERWRITERS MARKEL SYNDICATE 3000
ROBERT LEE
Managing Director
MARKEL SYNDICATE 3000, ASSUREURS DU LLOYD’S
Le directeur général
ROBERT LEE
[49-1-o]
[49-1-o]
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
3411
THE VICBIR FAMILY FOUNDATION
THE VICBIR FAMILY FOUNDATION
SURRENDER OF CHARTER
ABANDON DE CHARTE
Notice is hereby given that The Vicbir Family Foundation intends to apply to the Minister of Industry for leave to surrender its
charter, pursuant to the Canada Corporations Act.
ROBERT W. M. BIRKS
President
Avis est par les présentes donné que The Vicbir Family
Foundation demandera au ministre de l’Industrie la permission
d’abandonner sa charte en vertu de la Loi sur les corporations
canadiennes.
Le 28 novembre 2007
Le président
ROBERT W. M. BIRKS
[49-1-o]
[49-1-o]
November 28, 2007
VILLE DE SAGUENAY
VILLE DE SAGUENAY
PLANS DEPOSITED
DÉPÔT DE PLANS
The Ville de Saguenay hereby gives notice that an application
has been made to the Minister of Transport, Infrastructure and
Communities under the Navigable Waters Protection Act for approval of the plans and site of the work described herein. Under
section 9 of the said Act, the Ville de Saguenay has deposited
with the Minister of Transport, Infrastructure and Communities
and in the office of the District Registrar of the Land Registry
District of Chicoutimi, county of Chicoutimi, at Saguenay, Quebec, under deposit No. 14 756 919, a description of the site and
plans of a proposed ferry dock at Agésilas-Lepage Wharf, in Baie
des Ha! Ha! Bay, on the Saguenay River, in the La Baie District,
Saguenay, built on Lot 3 344 504 and on a part of the shoreline
and submerged land lot.
PIERRE BRASSARD
Clerk
La Ville de Saguenay donne avis, par les présentes, qu’une
demande a été déposée auprès du ministre des Transports, de
l’Infrastructure et des Collectivités, en vertu de la Loi sur la protection des eaux navigables, pour l’approbation des plans et de
l’emplacement de l’ouvrage décrit ci-après. La Ville de Saguenay
a, en vertu de l’article 9 de ladite loi, déposé auprès du ministre
des Transports, de l’Infrastructure et des Collectivités et au bureau de la publicité des droits du district d’enregistrement de Chicoutimi, comté de Chicoutimi, à Saguenay (Québec), sous le numéro de dépôt 14 756 919, une description de l’emplacement et
les plans d’un quai d’accostage projeté au quai Agésilas-Lepage,
dans la baie des Ha! Ha!, sur la rivière Saguenay, dans l’arrondissement de La Baie, à Saguenay, érigé sur le lot 3 344 504 et sur
une partie du lot de grève et en eau profonde.
Les commentaires relatifs à l’effet de l’ouvrage sur la navigation maritime peuvent être adressés au Surintendant, Programme
de protection des eaux navigables, Transports Canada, 901, rue
du Cap-Diamant, Bureau 310, Québec (Québec) G1K 4K1. Veuillez noter que seuls les commentaires faits par écrit et reçus au
plus tard 30 jours suivant la date de publication de cet avis seront
considérés. Même si tous les commentaires répondant à ces exigences seront considérés, aucune réponse individuelle ne sera
envoyée.
Saguenay, le 19 novembre 2007
Le greffier
PIERRE BRASSARD
[49-1-o]
[49-1-o]
Comments regarding the effect of this work on marine navigation may be directed to the Superintendent, Navigable Waters
Protection Program, Transport Canada, 901 Du Cap-Diamant
Street, Suite 310, Québec, Quebec G1K 4K1. However, comments will be considered only if they are in writing and are received not later than 30 days after the date of publication of this
notice. Although all comments conforming to the above will be
considered, no individual response will be sent.
Saguenay, November 19, 2007
VINEYARD COMMUNITY CHURCH
VINEYARD COMMUNITY CHURCH
SURRENDER OF CHARTER
ABANDON DE CHARTE
Notice is hereby given that Vineyard Community Church intends to apply to the Minister of Industry for leave to surrender its
charter, pursuant to the Canada Corporations Act.
December 14, 2007
HOWARD LENOS
Chairperson, Board of Directors
Avis est par les présentes donné que Vineyard Community
Church demandera au ministre de l’Industrie la permission d’abandonner sa charte en vertu de la Loi sur les corporations canadiennes.
Le 14 décembre 2007
Le président du conseil
HOWARD LENOS
[49-1-o]
[49-1-o]
Le 8 décembre 2007
Gazette du Canada Partie I
INDEX
GOVERNMENT NOTICES — Continued
Transport, Dept. of
Canada Marine Act
Vancouver Port Authority — Supplementary letters
patent............................................................................. 3396
Vol. 141, No. 49 — December 8, 2007
(An asterisk indicates a notice previously published.)
COMMISSIONS
Canadian International Trade Tribunal
Appeal No. AP-2006-041 — Decision .............................
Architect and engineering services — Determination ......
Canadian Radio-television and Telecommunications
Commission
*Addresses of CRTC offices — Interventions..................
Decisions
2007-402 to 2007-411.......................................................
Public hearings
2007-10-4 — Review of the regulatory frameworks
for broadcasting distribution undertakings and
discretionary programming services .............................
2007-13-3..........................................................................
Public Service Commission
Public Service Employment Act
Leave granted (Young, Terrill) .........................................
GOVERNMENT NOTICES
Environment, Dept. of the
Canadian Environmental Protection Act, 1999
Order 2007-87-09-02 Amending the Non-domestic
Substances List..............................................................
Permit No. 4543-2-03417, amended .................................
Permit No. 4543-2-03442 .................................................
Permit No. 4543-2-03445 .................................................
Foreign Affairs and International Trade, Dept. of
Invitation to submit views — Trade negotiators are
seeking views on the market access implications for
Canadian trade in services of the enlargement of the
European Union ............................................................
Industry, Dept. of
Appointments....................................................................
Radiocommunication Act
DGRB-010-07 — Consulation on proposed conditions
of licence to mandate roaming and antenna tower
and site sharing and to prohibit exclusive site
arrangements .................................................................
DGTP-007-07 — Policy Framework for the Auction
for Spectrum Licences for Advanced Wireless
Services and other Spectrum in the 2 GHz Range ........
Notice of Vacancies
Canadian Human Rights Commission ..............................
Canadian Institutes of Health Research ............................
Royal Military College of Canada ....................................
Public Safety and Emergency Preparedness, Dept. of
Criminal Code
Designation as fingerprint examiner .................................
3413
3400
3400
3401
3401
3403
3403
3404
3382
3380
3380
3381
3383
3384
3385
3389
3390
3392
3394
3396
MISCELLANEOUS NOTICES
Beatrice Watson-Acheson Foundation (The), relocation
of head office ....................................................................
Canadian Airborne Forces Museum, surrender of charter ....
Canadian Education Alliance, surrender of charter ..............
Canadian Mental Health Association, relocation of head
office.................................................................................
CASABLANCA FOUNDATION, relocation of head
office.................................................................................
Dufferin, Rural Municipality of, replacement of a concrete
bridge over the Boyne River, Man. ..................................
Fisheries and Oceans, Department of, various works at
Georgetown, P.E.I. ...........................................................
GIKI-CANADA, relocation of head office ..........................
Hamilton Conservation Authority, dam and safety boom
across Spencer Creek, Ont. ..............................................
Kasabonika Lake First Nation, various works at
Kasabonika Lake, Ont. .....................................................
NB Power Distribution and Customer Service Corporation,
rebuilding of an aerial line across the Molus River,
N.B. ..................................................................................
NB Power Distribution and Customer Service Corporation,
rebuilding of an aerial line across the Shediac River,
N.B. ..................................................................................
Ontario, Ministry of Natural Resources of, two bridges
over the Little East River, Ont. ........................................
Saguenay, Ville de, ferry dock in Baie des Ha! Ha! Bay,
Que. .................................................................................
Terra Nova Insurance Company Limited and Lloyd’s
Underwriters Markel Syndicate 3000, assumption
reinsurance transaction .....................................................
Vicbir Family Foundation (The), surrender of charter .........
Vineyard Community Church, surrender of charter .............
3405
3405
3405
3405
3406
3409
3406
3406
3407
3407
3408
3409
3408
3411
3410
3411
3411
PARLIAMENT
House of Commons
*Filing applications for private bills (Second Session,
Thirty-Ninth Parliament)............................................... 3399
SUPPLEMENTS
Environment, Dept. of the
Canadian Environmental Protection Act, 1999
Notice with respect to reporting of information on air
pollutants, greenhouse gases and other substances
for the 2006 calendar year
3414
Canada Gazette Part I
December 8, 2007
INDEX
o
Vol. 141, n 49 — Le 8 décembre 2007
(L’astérisque indique un avis déjà publié.)
AVIS DIVERS
Association canadienne pour la santé mentale, changement
de lieu du siège social .......................................................
Beatrice Watson-Acheson Foundation (The), changement
de lieu du siège social .......................................................
Canadian Education Alliance, abandon de charte.................
CASABLANCA FOUNDATION, changement de lieu du
siège social........................................................................
Corporation de distribution et service à la clientèle
Énergie NB (La), reconstruction d’une ligne aérienne
au-dessus de la rivière Molus (N.-B.) ...............................
Corporation de distribution et service à la clientèle
Énergie NB (La), reconstruction d’une ligne aérienne
au-dessus de la rivière Shediac (N.-B.).............................
Dufferin, Rural Municipality of, remplacement d’un pont
en béton au-dessus de la rivière Boyne (Man.) .................
GIKI-CANADA, changement de lieu du siège social ..........
Kasabonika Lake First Nation, divers travaux au lac
Kasabonika (Ont.).............................................................
Musée des Forces aéroportées canadiennes, abandon de
charte ................................................................................
Office de protection de la nature de la région de Hamilton,
barrage et estacade de sécurité au-dessus du ruisseau
Spencer (Ont.)...................................................................
Ontario, ministère des Richesses naturelles de l’, deux
ponts au-dessus de la rivière Little East (Ont.) .................
Pêches et des Océans, ministère des, divers travaux à
Georgetown (Î.-P.-É.) .......................................................
Saguenay, Ville de, quai d’accostage dans la baie
des Ha! Ha! (Qc)...............................................................
Terra Nova Insurance Company Limited et Markel
Syndicate 3000, assureurs du Lloyd’s, transaction de
réassurance aux fins de prise en charge ............................
Vicbir Family Foundation (The), abandon de charte............
Vineyard Community Church, abandon de charte................
AVIS DU GOUVERNEMENT
Affaires étrangères et du Commerce international, min.
des
Invitation à soumettre des points de vue — Les
négociateurs commerciaux du Canada souhaitent
connaître le point de vue des Canadiens concernant
l’incidence en matière d’accès aux marchés de
l’élargissement de l’Union européenne sur le
commerce canadien des services ..................................
Avis de postes vacants
Collège militaire royal du Canada ....................................
Commission canadienne des droits de la personne ...........
Instituts de recherche en santé du Canada.........................
3405
3405
3405
3406
3408
3409
3409
3406
3407
3405
3407
3408
3406
3411
3410
3411
3411
AVIS DU GOUVERNEMENT (suite)
Environnement, min. de l’
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)
Arrêté 2007-87-09-02 modifiant la Liste extérieure .........
Permis no 4543-2-03417, modifié .....................................
Permis no 4543-2-03442 ...................................................
Permis no 4543-2-03445 ...................................................
Industrie, min. de l’
Nominations......................................................................
Loi sur la radiocommunication
DGRB-010-07 — Consultation au sujet de la proposition
visant à rendre obligatoires l’itinérance, le partage des
pylônes d’antennes et des emplacements, ainsi qu’à
interdire l’exclusivité des emplacements ......................
DGTP-007-07 — Politique-cadre pour la délivrance de
licences de spectre par enchères relatives aux services
sans fil évolués et autres bandes de fréquences dans la
gamme de 2 GHz ..........................................................
Sécurité publique et de la Protection civile, min. de la
Code criminel
Désignation à titre d’inspecteur d’empreintes digitales ....
Transports, min. des
Loi maritime du Canada
Administration portuaire de Vancouver — Lettres
patentes supplémentaires...............................................
COMMISSIONS
Commission de la fonction publique
Loi sur l’emploi dans la fonction publique
Congé accordé (Young, Terrill) ........................................
Conseil de la radiodiffusion et des télécommunications
canadiennes
*Adresses des bureaux du CRTC — Interventions...........
Audiences publiques
2007-10-4 — Révision des cadres de réglementation
des entreprises de distribution de radiodiffusion et
des services de programmation facultatifs ....................
2007-13-3..........................................................................
Décisions
2007-402 à 2007-411........................................................
Tribunal canadien du commerce extérieur
Appel no AP-2006-041 — Décision..................................
Services d’architecture et d’ingénierie — Décision..........
3382
3380
3380
3381
3384
3385
3389
3396
3396
3404
3401
3403
3403
3401
3400
3400
PARLEMENT
Chambre des communes
*Demandes introductives de projets de loi privés
(deuxième session, trente-neuvième législature)........... 3399
3383
3394
3390
3392
SUPPLÉMENTS
Environnement, min. de l’
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)
Avis concernant la déclaration de l’information sur les
polluants atmosphériques, les gaz à effet de serre et
d’autres substances pour l’année civile 2006
Supplement
Canada Gazette, Part I
December 8, 2007
Supplément
Gazette du Canada, Partie I
Le 8 décembre 2007
DEPARTMENT OF
THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE
L’ENVIRONNEMENT
Notice with respect to reporting of information
on air pollutants, greenhouse gases and other
substances for the 2006 calendar year
Avis concernant la déclaration de l’information
sur les polluants atmosphériques, les gaz à
effet de serre et d’autres substances
pour l’année civile 2006
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
3
DEPARTMENT OF THE ENVIRONMENT
MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
CANADIAN ENVIRONMENTAL PROTECTION ACT, 1999
LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE
L’ENVIRONNEMENT (1999)
Notice with respect to reporting of information on air pollutants,
greenhouse gases and other substances for the 2006 calendar
year
Avis concernant la déclaration de l’information sur les polluants
atmosphériques, les gaz à effet de serre et d’autres substances
pour l’année civile 2006
Pursuant to paragraph 71(1)(b) of the Canadian Environmental
Protection Act, 1999, notice is hereby given that the Minister of
the Environment requires, or the purpose of assessing whether to
control, or the manner in which to control, the substances listed in
Schedule 1 to this notice, any person described in Schedule 2 to
this notice who possesses or who may reasonably be expected to
have access to the information required in Schedules 5 to 19 to
this notice, to provide that information for the 2006 calendar year
no later than May 31, 2008, 3 p.m. Eastern Time.
Avis est par les présentes donné, conformément à l’alinéa 71(1)b) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), que le ministre de l’Environnement exige, pour
permettre de déterminer s’il y a lieu de prendre des mesures de
contrôle, et la nature de celles-ci, en ce qui a trait aux substances
précisées à l’annexe 1 du présent avis, que toute personne décrite
à l’annexe 2 du présent avis détenant, ou pouvant raisonnablement y avoir accès, l’information décrite aux annexes 5 à 19 du
présent avis, présente cette information pour l’année civile 2006
au plus tard le 31 mai 2008, à 15 h (heure de l’Est).
La personne décrite à l’annexe 2 doit fournir l’information requise par l’annexe qui s’applique à l’installation ou aux installations qu’elle exploite.
Si la personne tenue de produire une déclaration pour une installation détermine que l’année civile 2006 était une année exceptionnelle quant à l’exploitation de cette installation, elle peut
choisir de déclarer l’information pour l’année civile 2005 en plus
de l’information qui doit être déclarée pour l’année civile 2006. Si
cette personne décide de déclarer l’information pour l’année civile 2005, elle doit souligner l’information relative à l’année 2005
et la présenter séparément de l’information qui doit être déclarée
pour l’année civile 2006. De plus, elle doit donner la raison pour
laquelle l’année civile 2006 a été exceptionnelle en ce qui a trait à
l’exploitation de l’installation.
En vertu du paragraphe 71(4) de la Loi, le ministre de l’Environnement peut, sur demande écrite de toute personne à qui le
présent avis s’applique, prolonger le délai dans lequel cette personne doit se conformer au présent avis.
L’information requise par le présent avis peut être transmise
à l’adresse suivante : Ministre de l’Environnement, Direction
générale de l’intendance environnementale, Cadre de réglementation : Article 71, Environnement Canada, Place-Vincent-Massey,
351, boulevard Saint-Joseph, Gatineau (Québec) K1A 0H3.
Les questions relatives au présent avis ou à son contenu doivent
être envoyées à l’adresse suivante : Direction générale de l’intendance environnementale, Cadre de réglementation : Article 71,
Environnement Canada, Place-Vincent-Massey, 351, boulevard
Saint-Joseph, Gatineau (Québec) K1A 0H3, 1-888-854-1804 (téléphone), 1-800-465-7735 (pour les personnes malentendantes qui
disposent d’un ATS), 613-995-3663 (télécopieur), Airpur-avis71@
ec.gc.ca (courriel).
En vertu de l’article 313 de la Loi canadienne sur la protection
de l’environnement (1999), toute personne qui fournit de l’information en réponse au présent avis peut, en même temps, demander par écrit que ces renseignements soient considérés
comme étant confidentiels.
Le directeur général
Direction des priorités stratégiques
Direction générale de l’intendance environnementale
MIKE BEALE
Au nom du ministre de l’Environnement
The person described in Schedule 2 shall provide the information in the Schedule that refers to the facility or facilities they
operate.
If the person required to report in respect of a facility determines that the 2006 calendar year was an exceptional year in relation to the operation of that facility, the person may choose to
report information for the 2005 calendar year, in addition to the
information required to be reported for the 2006 calendar year. If
the person chooses to report information for the 2005 calendar
year, they shall identify the information that relates to 2005 and
report it separately from the information that they shall report for
the 2006 calendar year. In addition, the person shall provide the
reason that the 2006 calendar year was exceptional in relation to
the operation of the facility.
Pursuant to subsection 71(4) of the Act, the Minister of the Environment may, on request in writing from any person to whom
this notice applies, extend the time or times within which the person shall comply with this notice.
Information required under this notice shall be submitted to the
Minister of the Environment, Environmental Stewardship Branch,
Regulatory Framework: Section 71, Environment Canada, Place
Vincent-Massey, 351 Saint-Joseph Boulevard, Gatineau, Quebec
K1A 0H3.
Enquiries respecting this notice or its contents shall be addressed to the Environmental Stewardship Branch, Regulatory Framework: Section 71, Environment Canada, Place VincentMassey, 351 Saint-Joseph Boulevard, Gatineau, Quebec K1A 0H3,
1-888-854-1804 (telephone), 1-800-465-7735 (for use by those
who are hearing impaired who are equipped with TTY), 613-9953663 (fax), CleanAirSection71@ec.gc.ca (email).
Pursuant to section 313 of the Canadian Environmental Protection Act, 1999, any person who provides information in response to this notice may submit, with their information, a written
request that it be treated as confidential.
MIKE BEALE
Director General
Strategic Priorities Directorate
Environmental Stewardship Branch
On behalf of the Minister of the Environment
Supplement to the Canada Gazette
4
December 8, 2007
SCHEDULE 1
ANNEXE 1
SUBSTANCES
SUBSTANCES
Part 1
Partie 1
Column 1
Column 2
Column 3
Colonne 1
Colonne 2
Colonne 3
Item
Substance
CAS Registry
Number1
Article
Substance
Numéro de
registre CAS1
1.
Total particulate matter (TPM), meaning all
particulate matter with a diameter of less than
or equal to 100 microns
*
1.
Particules totales (TPM), toutes les particules de
matière dont le diamètre est égal ou inférieur à
100 microns
*
2.
PM2.5, meaning all particulate matter with a
diameter of less than or equal to 2.5 microns
*
2.
PM2,5, toute particule de matière dont le
diamètre est égal ou inférieur à 2,5 microns
*
3.
PM10, meaning respirable particulate matter less
than or equal to 10 microns
*
3.
PM10, toute particule de matière inhalable dont
le diamètre est égal ou inférieur à 10 microns
*
4.
Oxides of nitrogen (NOx), expressed as nitrogen
dioxide
11104-93-1
4.
Oxydes d’azote (NOx), exprimés sous forme de
dioxyde d’azote
11104-93-1
5.
Sulphur oxides (SOx), expressed as sulphur
dioxide
*
5.
Oxydes de soufre (SOx), exprimés sous forme
de dioxyde de soufre
6.
Sulphur dioxide, which has the molecular
formula SO2
7446-09-5
6.
Dioxyde de soufre, dont la formule moléculaire
est SO2
7446-09-5
7.
Volatile organic compounds (VOCs) as
described at item 65 of the List of Toxic
Substances — Schedule 1 to the Canadian
Environmental Protection Act, 19992
*
7.
Composés organiques volatils (COV) tels qu’ils
sont décrits à l’article 65 de la liste des
substances toxiques de l’annexe 1 de la Loi
canadienne sur la protection de
l’environnement (1999)2
*
*
* No single CAS registry number applies to this substance.
1
The Chemical Abstracts Service (CAS) registry number is the property of the
American Chemical Society and any use or redistribution, except as required in
supporting regulatory requirements and/or for reports to the Government when
the information and the reports are required by law or administrative policy, is
not permitted without the prior, written permission of the American Chemical
Society.
2
Available at www.ec.gc.ca/CEPARegistry/subs_list/Toxicupdate.cfm
* Aucun numéro de registre CAS ne s’applique à cette substance.
1
Le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de
l’American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert
à répondre aux besoins réglementaires ou est nécessaire pour les rapports au
gouvernement lorsque des informations ou des rapports sont exigés par la loi ou
une politique administrative, est interdite sans l’autorisation écrite préalable de
l’American Chemical Society.
2
Présentée sur le site www.ec.gc.ca/registrelcpe/subs_list/Toxicupdate.cfm
Part 2
Partie 2
1
Column 1
Column 2
Item
Substance
Column 3
Column 4
Colonne 1
Colonne 2
Colonne 3
Colonne 4
Article
Substance
Numéro de
registre CAS1
Potentiel de
réchauffement
planétaire sur
100 ans (PRP)
1.
Carbon dioxide, which has the
molecular formula CO2
124-38-9
1
1.
Dioxyde de carbone, dont la
formule moléculaire est CO2
124-38-9
1
2.
Methane, which has the
molecular formula CH4
74-82-8
21
2.
Méthane, dont la formule
moléculaire est CH4
74-82-8
21
3.
Nitrous oxide, which has the
molecular formula N2O
10024-97-2
310
3.
Oxyde nitreux, dont la formule
moléculaire est N2O
10024-97-2
310
4.
Sulphur hexafluoride, which
has the molecular formula SF6
2551-62-4
23 900
4.
Hexafluorure de soufre, dont la
formule moléculaire est SF6
2551-62-4
23 900
5.
HFC-134a, which has the
molecular formula C2H2F4,
and the structural formula
CH2FCF3, when used as a
cover gas or as a blowing
agent
811-97-2
1 300
5.
HFC-134a, dont la formule
moléculaire est C2H2F4 et la
formule de structure est
CH2FCF3 lorsqu’il est utilisé
comme gaz de couverture ou
comme gonflant
811-97-2
1 300
6.
Perfluoromethane, which has
the molecular formula CF4
75-73-0
6 500
6.
Perfluorométhane, dont la
formule moléculaire est CF4
75-73-0
6 500
7.
Perfluoroethane, which has the
molecular formula C2F6
76-16-4
9 200
7.
Perfluoroéthane, dont la
formule moléculaire est C2F6
76-16-4
9 200
CAS Registry
100-Year
Number1
Global Warming
Potential (GWP)
The Chemical Abstracts Service (CAS) registry number is the property of the
American Chemical Society and any use or redistribution, except as required in
supporting regulatory requirements and/or for reports to the Government when
the information and the reports are required by law or administrative policy, is
not permitted without the prior, written permission of the American Chemical
Society.
1
Le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de
l’American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert
à répondre aux besoins réglementaires ou est nécessaire pour les rapports au
gouvernement lorsque des informations ou des rapports sont exigés par la loi ou
une politique administrative, est interdite sans l’autorisation écrite préalable de
l’American Chemical Society.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
Part 3
5
Partie 3
Column 1
Column 2
Column 3
Colonne 1
Colonne 2
Colonne 3
Item
Substance
CAS Registry
Number1
Article
Substance
Numéro de
registre CAS1
71-43-2
1.
Benzène, dont la formule moléculaire est
C6H6
2.
Hydrocarbures aromatiques polycycliques,
incluant :
a. Benzo(a)anthracène
b. Benzo(a)phénanthrène
c. Benzo(a)pyrène
d. Benzo(b)fluoranthène
e. Benzo(e)pyrène
f. Benzo(g,h,i)pérylène
g. Benzo(j)fluoranthène
h. Benzo(k)fluoranthène
i. Dibenzo(a,j)acridine
j. Dibenzo(a,h)anthracène
k. Dibenzo(a,i)pyrène
l. 7H-dibenzo(c,g)carbazole
m. Fluoranthène
n. Indeno(1,2,3-c,d)pyrène
o. Pérylène
p. Phénanthrène
q. Acénaphthène
r. Pyrène
s. Acénaphthylène
t. Fluorène
u. Anthracène
1.
Benzene, which has the molecular formula
C6H6
2.
Polycyclic aromatic hydrocarbons, including
the following:
a. Benzo(a)anthracene
b. Benzo(a)phenanthrene
c. Benzo(a)pyrene
d. Benzo(b)fluoranthene
e. Benzo(e)pyrene
f. Benzo(g,h,i)perylene
g. Benzo(j)fluoranthene
h. Benzo(k)fluoranthene
i. Dibenzo(a,j)acridine
j. Dibenzo(a,h)anthracene
k. Dibenzo(a,i)pyrene
l. 7H-Dibenzo(c,g)carbazole
m. Fluoranthene
n. Indeno(1,2,3-c,d)pyrene
o. Perylene
p. Phenanthrene
q. Acenaphthene
r. Pyrene
s. Acenaphthylene
t. Fluorene
u. Anthracene
56-55-3
218-01-9
50-32-8
205-99-2
192-97-2
191-24-2
205-82-3
207-08-9
224-42-0
53-70-3
189-55-9
194-59-2
206-44-0
193-39-5
198-55-0
85-01-8
83-32-9
129-00-0
208-96-8
86-73-7
120-12-7
71-43-2
56-55-3
218-01-9
50-32-8
205-99-2
192-97-2
191-24-2
205-82-3
207-08-9
224-42-0
53-70-3
189-55-9
194-59-2
206-44-0
193-39-5
198-55-0
85-01-8
83-32-9
129-00-0
208-96-8
86-73-7
120-12-7
3.
Mercury
7439-97-6
3.
Mercure
7439-97-6
4.
Gaseous ammonia, which has the molecular
formula NH3
7664-41-7
4.
Ammoniac gazeux, dont la formule moléculaire
est NH3
7664-41-7
5.
Inorganic fluorides
*
5.
Fluorures inorganiques
*
* No single CAS registry number applies to this substance.
1
The Chemical Abstracts Service (CAS) registry number is the property of the
American Chemical Society and any use or redistribution, except as required in
supporting regulatory requirements and/or for reports to the Government when
the information and the reports are required by law or administrative policy, is
not permitted without the prior, written permission of the American Chemical
Society.
* Aucun numéro de registre CAS ne s’applique à cette substance.
1
Le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de
l’American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert
à répondre aux besoins réglementaires ou est nécessaire pour les rapports au
gouvernement lorsque des informations ou des rapports sont exigés par la loi ou
une politique administrative, est interdite sans l’autorisation écrite préalable de
l’American Chemical Society.
Part 4
Partie 4
Column 1
Column 2
Item
Substance
Column 3
Column 4
100-Year
CAS Registry
Global Warming
Number1
Potential (GWP)
Colonne 1
Colonne 2
Colonne 3
Colonne 4
Article
Substance
Numéro de
registre CAS1
Potentiel de
réchauffement
planétaire sur
100 ans (PRP)
1.
HFC-23, which has the
molecular formula CHF3
75-46-7
11 700
1.
HFC-23, dont la formule
moléculaire est CHF3
75-46-7
11 700
2.
HFC-32, which has the
molecular formula CH2F2
75-10-5
650
2.
HFC-32, dont la formule
moléculaire est CH2F2
75-10-5
650
3.
HFC-41, which has the
molecular formula CH3F
593-53-3
150
3.
HFC-41, dont la formule
moléculaire est CH3F
593-53-3
150
4.
HFC-43-10mee, which has the
molecular formula C5H2F10
138495-42-8
1 300
4.
HFC-43-10mee, dont la
formule moléculaire est
C5H2F10
138495-42-8
1 300
5.
HFC-125, which has the
molecular formula C2HF5
354-33-6
2 800
5.
HFC-125, dont la formule
moléculaire est C2HF5
354-33-6
2 800
6.
HFC-134, which has the
molecular formula C2H2F4
359-35-3
1 000
6.
HFC-134, dont la formule
moléculaire est C2H2F4
359-35-3
1 000
7.
HFC-134a, which has the
molecular formula C2H2F4,
when used as a cover gas or as
a blowing agent
811-97-2
1 300
7.
HFC-134a, dont la formule
moléculaire est C2H2F4
lorsqu’il est utilisé comme gaz
de couverture ou comme
gonflant
811-97-2
1 300
Supplement to the Canada Gazette
6
December 8, 2007
Part 4 — Continued
1
Column 1
Column 2
Item
Substance
Partie 4 (suite)
Column 3
Column 4
CAS Registry
100-Year
Number1
Global Warming
Potential (GWP)
Colonne 1
Colonne 2
Colonne 3
Colonne 4
Article
Substance
Numéro de
registre CAS1
Potentiel de
réchauffement
planétaire sur
100 ans (PRP)
8.
HFC-143, which has the
molecular formula C2H3F3
430-66-0
300
8.
HFC-143, dont la formule
moléculaire est C2H3F3
430-66-0
300
9.
HFC-143a, which has the
molecular formula C2H3F3
420-46-2
3 800
9.
HFC-143a, dont la formule
moléculaire est C2H3F3
420-46-2
3 800
10.
HFC-152a, which has the
molecular formula C2H4F2
75-37-6
140
10.
HFC-152a, dont la formule
moléculaire est C2H4F2
75-37-6
140
11.
HFC-227ea, which has the
molecular formula C3HF7
431-89-0
2 900
11.
HFC-227ea, dont la formule
moléculaire est C3HF7
431-89-0
2 900
12.
HFC-236fa, which has the
molecular formula C3H2F6
690-39-1
6 300
12.
HFC-236fa, dont la formule
moléculaire est C3H2F6
690-39-1
6 300
13.
HFC-245ca, which has the
molecular formula C3H3F5
679-86-7
560
13.
HFC-245ca, dont la formule
moléculaire est C3H3F5
679-86-7
560
The Chemical Abstracts Service (CAS) registry number is the property of the
American Chemical Society and any use or redistribution, except as required in
supporting regulatory requirements and/or for reports to the Government when
the information and the reports are required by law or administrative policy, is
not permitted without the prior, written permission of the American Chemical
Society.
Part 5
1
Le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de
l’American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert
à répondre aux besoins réglementaires ou est nécessaire pour les rapports au
gouvernement lorsque des informations ou des rapports sont exigés par la loi ou
une politique administrative, est interdite sans l’autorisation écrite préalable de
l’American Chemical Society.
Partie 5
Column 1
Column 2
Column 3
Column 4
Colonne 1
Colonne 2
Colonne 3
Colonne 4
Item
Substance
CAS Registry
Number1
Toxic
Equivalency
Factor
Article
Substance
Numéro de
registre CAS1
Facteur
d’équivalence
toxique
Dioxins
Dioxines
1.
2,3,7,8Tetrachlorodibenzo-p-dioxin
1746-01-6
1
1.
2,3,7,8Tétrachlorodibenzo-p-dioxine
1746-01-6
1
2.
1,2,3,7,8Pentachlorodibenzo-p-dioxin
40321-76-4
0.5
2.
1,2,3,7,8Pentachlorodibenzo-p-dioxine
40321-76-4
0,5
3.
1,2,3,4,7,8Hexachlorodibenzo-p-dioxin
39227-28-6
0.1
3.
1,2,3,4,7,8Hexachlorodibenzo-p-dioxine
39227-28-6
0,1
4.
1,2,3,6,7,8Hexachlorodibenzo-p-dioxin
57653-85-7
0.1
4.
1,2,3,6,7,8Hexachlorodibenzo-p-dioxine
57653-85-7
0,1
5.
1,2,3,7,8,9Hexachlorodibenzo-p-dioxin
19408-74-3
0.1
5.
1,2,3,7,8,9Hexachlorodibenzo-p-dioxine
19408-74-3
0,1
6.
1,2,3,4,6,7,8Heptachlorodibenzo-p-dioxin
35822-46-9
0.01
6.
1,2,3,4,6,7,8Heptachlorodibenzo-p-dioxine
35822-46-9
0,01
7.
Octachlorodibenzo-p-dioxin
3268-87-9
0.001
7.
Octachlorodibenzo-p-dioxine
3268-87-9
0,001
Furans
Furanes
8.
2,3,7,8Tetrachlorodibenzofuran
51207-31-9
0.1
8.
2,3,7,8Tétrachlorodibenzofurane
51207-31-9
0,1
9.
2,3,4,7,8Pentachlorodibenzofuran
57117-31-4
0.5
9.
2,3,4,7,8Pentachlorodibenzofurane
57117-31-4
0,5
10.
1,2,3,7,8Pentachlorodibenzofuran
57117-41-6
0.05
10.
1,2,3,7,8Pentachlorodibenzofurane
57117-41-6
0,05
11.
1,2,3,4,7,8Hexachlorodibenzofuran
70648-26-9
0.1
11.
1,2,3,4,7,8Hexachlorodibenzofurane
70648-26-9
0,1
12.
1,2,3,7,8,9Hexachlorodibenzofuran
72918-21-9
0.1
12.
1,2,3,7,8,9Hexachlorodibenzofurane
72918-21-9
0,1
13.
1,2,3,6,7,8Hexachlorodibenzofuran
57117-44-9
0.1
13.
1,2,3,6,7,8Hexachlorodibenzofurane
57117-44-9
0,1
14.
2,3,4,6,7,8Hexachlorodibenzofuran
60851-34-5
0.1
14.
2,3,4,6,7,8Hexachlorodibenzofurane
60851-34-5
0,1
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
Part 5 — Continued
1
7
Partie 5 (suite)
Column 1
Column 2
Column 3
Column 4
Colonne 1
Colonne 2
Colonne 3
Colonne 4
Item
Substance
CAS Registry
Number1
Toxic
Equivalency
Factor
Article
Substance
Numéro de
registre CAS1
Facteur
d’équivalence
toxique
15.
1,2,3,4,6,7,8Heptachlorodibenzofuran
67562-39-4
0.01
15.
1,2,3,4,6,7,8Heptachlorodibenzofurane
67562-39-4
0,01
16.
1,2,3,4,7,8,9Heptachlorodibenzofuran
55673-89-7
0.01
16.
1,2,3,4,7,8,9Heptachlorodibenzofurane
55673-89-7
0,01
17.
Octachlorodibenzofuran
39001-02-0
0.001
17.
Octachlorodibenzofurane
39001-02-0
0,001
The Chemical Abstracts Service (CAS) registry number is the property of the
American Chemical Society and any use or redistribution, except as required in
supporting regulatory requirements and/or for reports to the Government when
the information and the reports are required by law or administrative policy, is
not permitted without the prior, written permission of the American Chemical
Society.
1
Le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de
l’American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert
à répondre aux besoins réglementaires ou est nécessaire pour les rapports au
gouvernement lorsque des informations ou des rapports sont exigés par la loi ou
une politique administrative, est interdite sans l’autorisation écrite préalable de
l’American Chemical Society.
SCHEDULE 2
ANNEXE 2
PERSON WHO SHALL REPORT
PERSONNE TENUE DE PRODUIRE UNE DÉCLARATION
Person who shall report
Personne tenue de produire une déclaration
1. (i) The person who shall report
(a) is identified in Schedules 5 through 19 inclusively; and
(b) is, on the date of publication of this notice in the Canada
Gazette, the operator of a facility as defined in Schedule 3 and
Schedules 5 through 19 inclusively,
shall report the information required under this notice by May 31,
2008.
(ii) If, after the date of publication of this notice in the Canada
Gazette, Part I, and before May 31, 2008, the operator referred to
in paragraph 1(i) changes, the person who becomes the operator
shall report the information required under this notice by May 31,
2008.
1. (i) La personne tenue de produire une déclaration :
a) est identifiée aux annexes 5 à 19 inclusivement;
b) est, à la date de publication du présent avis dans la Gazette
du Canada, l’exploitant d’une installation définie à l’annexe 3
et aux annexes 5 à 19 inclusivement,
doit fournir l’information requise par le présent avis au plus tard
le 31 mai 2008.
(ii) Si l’exploitant mentionné à l’alinéa 1(i) cède sa place après
la date de publication du présent avis dans la Partie I de la Gazette
du Canada et avant le 31 mai 2008, le nouvel exploitant doit
déclarer l’information requise par le présent avis au plus tard le
31 mai 2008.
SECTOR-SPECIFIC SCHEDULES
Schedule
Sector
ANNEXES PROPRES AU SECTEUR
Annexe
Secteur
5
Alumina and Aluminium
5
Alumine et aluminium
6
Base Metal Smelting
6
Fusion des métaux communs
7
Cement
7
Ciment
8
Chemicals Manufacturing
8
Fabrication de produits chimiques
9
Electricity
9
Électricité
10
Iron, Steel and Ilmenite Smelting
10
Fer, acier et fusion d’ilménite
11
Iron Ore Pellets
11
Boulettes de minerai de fer
12
Lime
12
Chaux
13
Natural Gas Transmission, Distribution and Storage
13
Transport, distribution et stockage du gaz naturel
14
Oil Sands
14
Sables bitumineux
15
Petroleum Product Terminals
15
Terminaux de produits pétroliers
16
Petroleum Refining
16
Raffinage du pétrole
17
Potash
17
Potasse
18
Pulp and Paper
18
Pâtes et papiers
19
Upstream Oil and Gas
19
Pétrole et gaz en amont
8
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
Previously reported information
Information déjà déclarée
Provision for submitting information for the 2006 calendar year
that has been previously reported to the National Pollutant
Release Inventory or the Greenhouse Gas Emissions Reporting
Program.
2. (i) If information required in this notice has already been
provided to the Minister of the Environment under the notice
published under subsection 46(1) of the Act on February 25,
2006, in the Canada Gazette, Part I, Vol. 140, No. 8, at page 365,
for inclusion in the National Pollutant Release Inventory for the
reporting and calendar year of 2006 or under the notice published
under subsection 46(1) of the Act on July 15, 2006, in the Canada
Gazette, Part I, Vol. 140, No. 28, at page 2098, for inclusion in
the Greenhouse Gas Emissions Reporting Program for the reporting and calendar year of 2006, and that information is to be relied
on for the purposes of this notice, the person subject to this notice
shall
(a) provide the date on which the information was sent; and
(b) specify, by reference to the sections of this notice, which information previously sent to the Minister of the Environment
for inclusion in the National Pollutant Release Inventory or the
Greenhouse Gas Emissions Reporting Program for that reporting and calendar year fulfills the requirements of this notice.
(ii) The information so specified by a person in accordance
with subparagraph (i)(b) becomes incorporated into the information required to be provided in response to this notice.
Disposition pour la transmission de l’information pour l’année
civile 2006 qui a déjà été déclarée dans le cadre de l’Inventaire
national des rejets de polluants ou du Programme de déclaration
des émissions de gaz à effet de serre.
2. (i) Si l’information requise dans le présent avis a déjà été
fournie au ministre de l’Environnement conformément à l’avis publié en vertu du paragraphe 46(1) de la Loi le 25 février 2006 à la
page 365 de la Partie I de la Gazette du Canada, vol. 140, no 8,
pour inclusion dans l’Inventaire national des rejets de polluants
pour l’année de déclaration et civile 2006, ou conformément à
l’avis publié en vertu du paragraphe 46(1) de la Loi le 15 juillet
2006 à la page 2098 de la Partie I de la Gazette du Canada, vol. 140,
no 28, pour inclusion dans le Programme de déclaration des émissions de gaz à effet de serre pour l’année de déclaration et civile
2006, et que cette information doit servir aux fins du présent avis,
la personne visée par le présent avis doit :
a) indiquer la date à laquelle l’information a été fournie;
b) préciser, en référence aux articles du présent avis, l’information fournie précédemment au ministre de l’Environnement pour inclusion dans l’Inventaire national des rejets de polluants ou le Programme de déclaration des émissions de gaz à
effet de serre pour l’année de déclaration et civile en question
qui doit servir aux fins du présent avis.
(ii) L’information précisée par une personne conformément au
sous-alinéa (i)b) est alors incorporée à l’information devant être
fournie en réponse au présent avis.
SCHEDULE 3
ANNEXE 3
PART 1 – DEFINITIONS
PARTIE 1 — DÉFINITIONS
The following definitions apply to this entire notice:
“Act” means the Canadian Environmental Protection Act, 1999.
“biomass” means plants or parts of plants, animal waste or any
product made of either of these, and includes wood and wood
products, agricultural residues and wastes, biologically derived
organic matter found in municipal and industrial wastes, landfill gas, bio-alcohols, spent pulping liquor, sludge gas, and
animal- or plant-derived oils.
“calendar year” means a period of 12 consecutive months commencing on January 1 and terminating on December 31.
“CAS registry number” means the Chemical Abstracts Service
registry number.
“cogeneration emissions” means releases resulting from cogeneration units.
“cogeneration unit” means a stationary fuel combustion device
which simultaneously generates electrical and thermal energy
that is
(i) used by the operator of the facility where the cogeneration unit is located; or
(ii) transferred to another facility for use by that facility.
“emissions reduction efficiency” means the percentage efficiency
of pollution abatement equipment, calculated in accordance
with the following formula:
100 − [(A divided by B) × 100] = E
where
A = the amount of a substance that is listed in Schedule 1 of
this notice and that exits from the pollution abatement
equipment in units of mass per unit of time
Les définitions suivantes s’appliquent à l’ensemble de l’avis :
« année civile » Période de douze mois consécutifs commençant
le 1er janvier et se terminant le 31 décembre.
« biomasse » Plantes, matières végétales et déchets animaux, ou
tout produit dérivé de l’un ou l’autre de ces derniers. La biomasse comprend le bois et les produits du bois, les résidus et
déchets agricoles, les matières organiques d’origine biologique
se trouvant dans les déchets urbains et industriels, les gaz
d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur noire, les gaz de digestion et les huiles d’origine animale ou végétale.
« combustible » Toute matière énumérée à l’annexe 4 servant à
produire de l’énergie par combustion ou oxydation.
« combustible imputable à l’électricité » Différence entre la quantité de combustible qu’une unité de cogénération consomme et
celle dont une chaudière fonctionnant à un rendement de 84 %
aurait besoin pour produire l’équivalent de l’énergie thermique
produite par l’unité de cogénération.
« efficacité de la réduction des émissions » Pourcentage d’efficacité de l’équipement antipollution, calculé à l’aide de la formule suivante :
100 − [(A divisé par B) × 100] = E
où :
A = quantité d’une substance énumérée dans l’annexe 1 du
présent avis qui sort de l’équipement antipollution, exprimée en unités de masse par unités de temps
B = quantité de cette substance qui entre dans l’équipement
antipollution, exprimée dans les mêmes unités que la valeur A
Le 8 décembre 2007
B = the amount of that substance that enters the pollution
abatement equipment in the same units used for A and
E = the emissions reduction efficiency expressed as a
percentage
“equipment leak emissions” means releases of fugitive emissions
from equipment including valves, pump seals, flanges, compressors, sampling connections, and open-ended lines and excluding storage emissions.
“facility” means all buildings, equipment, structures and stationary items that
(i) are located on a single site, or on contiguous sites or adjacent sites;
(ii) are owned or operated by the same person; and
(iii) function as a single integrated site.
“feedstock” means any raw material that is used in or upgraded
by an industrial process.
“flaring emissions” means controlled releases resulting from the
combustion of a gas or liquid, the purpose for which is not producing energy.
“fuel” means any form of matter listed in Schedule 4 that is combusted or oxidized for the purpose of producing energy.
“fuel chargeable to power” is the difference between the amount
of fuel which a cogeneration unit consumes and that which a
boiler operating at 84% efficiency would need, in order for the
boiler to produce the equivalent to the thermal energy produced
by the cogeneration unit.
“fugitive emissions” means uncontrolled releases of a substance,
including releases resulting from the production, processing,
transmission, storage, distribution, or use of fuels or other
substances.
“global warming potential (GWP)” means a factor, as set out in
column 4 of Part 2 and in column 4 of Part 4 of Schedule 2,
identifying the warming potential of a given mass of a particular greenhouse gas relative to the same mass of carbon dioxide.
“higher heating value (HHV)” means the amount of heat produced by combustion of a unit quantity of a fuel where the
water vapour resulting from the combustion is condensed and
the heat is recovered.
“industrial process” means a process, a component of which
involves
(i) a chemical reaction other than stationary fuel combustion
and not for the purpose of producing energy; or
(ii) a physical action such as distillation, evaporation, friction,
handling, impaction, or separation of a substance or feedstock that is subjected to the industrial process.
“industrial process emissions” means releases from an industrial
process.
“loading and unloading emissions” means releases of fugitive
emissions from the loading or unloading of a fuel, a feedstock
or a product that is located at the facility and that releases or allows to be released any substance listed in Schedule 1 of this
notice.
“NAICS” means the North American Industry Classification
System.
“NPRI” means the National Pollutant Release Inventory.
“on-site mobile combustion emissions” means releases from mobile machinery used for the on-site transportation of substances
and includes mobile mining equipment emissions.
“operator” means the person, or persons, owning or having
charge, management, or control of a facility.
“release” means a release, as defined in section 3 of the Act, of a
substance into the air.
Supplément à la Gazette du Canada
9
E = efficacité de la réduction des émissions exprimée en
pourcentage
« émissions de cogénération » Rejets provenant des unités de
cogénération.
« émissions de combustion stationnaire de combustible » Rejets
provenant de sources de combustion autres qu’un véhicule, où
la combustion de combustibles sert à produire de l’énergie, y
compris les émissions de cogénération.
« émissions de procédés industriels » Rejets provenant d’un procédé industriel.
« émissions de torchage » Rejets contrôlés résultant de la combustion d’un gaz ou d’un liquide à des fins autres que la production d’énergie.
« émissions des eaux usées » Rejets d’émissions provenant des
eaux usées et d’émissions résultant du traitement des eaux usées
effectué à l’installation, le cas échéant.
« émissions d’évacuation » Rejets contrôlés qui surviennent en
raison de la conception de l’installation, des méthodes utilisées
pour la fabrication ou le traitement d’une substance ou d’un
produit, ou à cause de la présence d’une pression supérieure à
la capacité de l’équipement de fabrication ou de traitement à
l’installation, à l’exclusion des émissions de torchage, des
émissions de procédés industriels, des émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site, des émissions de combustion stationnaire de combustible, des émissions
des déchets et des eaux usées ainsi que des émissions provenant de l’incinération.
« émissions fugitives » Rejets incontrôlés d’une substance, incluant les rejets découlant de la production, du traitement, du
transport, du stockage, de la distribution ou de l’utilisation de
combustibles ou d’autres substances.
« émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site » Émissions provenant de la machinerie mobile
utilisée pour le transport de substances sur le site, y compris les
émissions de l’équipement mobile d’exploitation minière.
« émissions produites lors du chargement et du déchargement »
Rejets d’émissions fugitives produites lors du chargement ou
du déchargement d’un combustible, d’une matière de base ou
d’un produit se trouvant à l’installation et qui rejette ou permet
le rejet de toute substance énumérée dans l’annexe 1 du présent
avis.
« émissions provenant de fuites de l’équipement » Rejets d’émissions fugitives provenant de l’équipement, notamment des soupapes, des joints de pompe, des brides, des compresseurs, des
raccords d’échantillonnage et des canalisations à extrémité libre, excluant les émissions provenant du stockage.
« émissions provenant du stockage » Rejets d’émissions fugitives
provenant d’un réservoir, d’une pile, d’un silo ou d’un autre
appareil de stockage d’un combustible, d’une matière de base
ou d’un produit se trouvant à l’installation et qui rejette ou
permet le rejet de toute substance énumérée dans l’annexe 1 du
présent avis.
« exploitant » Propriétaire, responsable, gestionnaire ou dirigeant
d’une installation.
« INRP » Inventaire national des rejets de polluants.
« installation » Tous les bâtiments, équipements, structures et articles fixes :
(i) situés sur un site unique ou sur des sites contigus ou
adjacents;
(ii) ayant le même propriétaire ou exploitant;
(iii) qui fonctionnent comme un site intégré unique.
« Loi » Loi canadienne sur la protection de l’environnement
(1999).
Supplement to the Canada Gazette
10
“SI units” means the Système international d’unités (International
System of Units).
“stationary fuel combustion emissions” means releases from nonvehicular combustion of fuel for the purpose of producing energy and includes cogeneration emissions.
“storage emissions” means releases of fugitive emissions from a
storage tank, pile, silo or other means of storage of a fuel, a
feedstock or a product that is located at the facility and that releases or allows to be released any substance listed in Schedule 1 of this notice.
“venting emissions” means controlled releases that occur due to
the design of the facility, due to procedures used in the manufacture or processing of a substance or product, or due to pressure beyond the capacity of the manufacturing or processing
equipment at a facility, excluding flaring emissions, industrial
process emissions, on-site mobile combustion emissions, stationary fuel combustion emissions, waste and wastewater emissions, and incineration emissions.
“wastewater emissions” means releases of emissions from wastewater and of emissions resulting from wastewater treatment, if
any, carried out at a facility.
December 8, 2007
« matière de base » Toute matière première utilisée dans un procédé industriel ou valorisée par celui-ci.
« numéro de registre CAS » Numéro du registre du Chemical
Abstracts Service.
« potentiel de réchauffement planétaire (PRP) » Facteur, indiqué
dans la colonne 4 de la partie 2 et dans la colonne 4 de la
partie 4 de l’annexe 2, indiquant le potentiel de réchauffement
d’une certaine masse d’un gaz à effet de serre donné par rapport à la même masse de dioxyde de carbone.
« pouvoir calorifique supérieur (PCS) » Quantité de chaleur produite par la combustion d’une unité de masse de combustible
lorsque la vapeur d’eau résultant de la combustion est condensée et que la chaleur est récupérée.
« procédé industriel » Procédé dont un des composants comporte :
(i) une réaction chimique autre que la combustion stationnaire de combustible et qui ne sert pas à produire de l’énergie;
(ii) une action physique comme la distillation, l’évaporation,
la friction, la manipulation, l’impaction ou la séparation
d’une substance ou d’une matière de base qui est soumise au
procédé industriel.
« rejet » Rejet, tel qu’il est défini dans l’article 3 de la Loi, d’une
substance dans l’air.
« SCIAN » Système de classification des industries de l’Amérique du Nord.
« unité de cogénération » Appareil de combustion stationnaire de
combustible qui produit simultanément de l’énergie électrique
et de l’énergie thermique qui est :
(i) utilisée par l’exploitant de l’installation où se trouve
l’unité de cogénération;
(ii) transférée pour être utilisée par une autre installation.
« unités SI » Unités du Système international d’unités.
PART 2 – UNITS OF MEASURE
2
g/m – gram per metre squared
GJ – gigajoule
GJ/MWh – gigajoule per megawatt-hour
kg/m3 – kilogram per cubic metre
km – kilometre
kPa – kilopascal
m – metre
m3 – cubic metre
mg/m3 – milligrams per cubic metre
ML – million litres
MWe – megawatt (electrical)
MWh – megawatt-hour
MWh (electrical) / MWh (thermal) – Megawatt-hour of
electrical power produced per megawatt-hour of thermal
energy produced by the electricity-generating system
or by cogeneration
t – tonne
°C – degree Celsius
PARTIE 2 — UNITÉS DE MESURE
2
g/m — gramme par mètre carré
GJ — gigajoule
GJ/MWh — gigajoule par mégawattheure
kg/m3 — kilogramme par mètre cube
km — kilomètre
kPa — kilopascal
m — mètre
m3 — mètre cube
mg/m3 — milligramme par mètre cube
ML — million de litres
MWe — mégawatt (électrique)
MWh — mégawattheure
MWh (électrique)/MWh (thermique) — Mégawattheure
d’énergie électrique produite par mégawattheure d’énergie
thermique produite par le système de production d’électricité
ou par cogénération
t — tonne métrique
°C — degré Celsius
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
SCHEDULE 4
ANNEXE 4
LIST OF FUELS
LISTE DES COMBUSTIBLES
11
PART 1 – SOLIDS
PARTIE 1 — SOLIDES
1. Canadian coal – bituminous
2. Foreign coal – bituminous
3. Canadian coal – sub-bituminous
4. Foreign coal – sub-bituminous
5. Coal – lignite
6. Coal – anthracite
7. A mixture of two or more coal types
8. Coal coke and metallurgical coke
9. Petroleum coke
10. Coke on catalyst
11. Asphaltenes
12. Refuse / municipal waste
13. Tires and other non-biomass
14. Wood and wood waste (including hog fuel, waste wood and
bark)
15. A mixture of two or more solids set out at
items 1 through 14
16. Solids other than those set out at items 1 through 15
1. Charbon canadien — bitumineux
2. Charbon étranger — bitumineux
3. Charbon canadien — subbitumineux
4. Charbon étranger — subbitumineux
5. Charbon — lignite
6. Charbon — anthracite
7. Mélange de deux ou plusieurs types de charbon
8. Coke de charbon et coke métallurgique
9. Coke de pétrole
10. Coke sur catalyseur
11. Asphaltènes
12. Résidus/déchets urbains
13. Pneus et autres combustibles ne provenant pas de la biomasse
14. Bois et déchets de bois (y compris copeaux à brûler, déchets
ligneux et écorce)
15. Mélange de deux ou plusieurs solides énumérés aux
points 1 à 14
16. Solides autres que ceux énumérés aux points 1 à 15
PART 2 – LIQUIDS
PARTIE 2 — LIQUIDES
1. Coal tar
2. Kerosene (light coal oil)
3. Light fuel oil No. 1
4. Light fuel oil No. 2
5. Diesel
6. Light fuel oil No. 3
7. Light or heavy fuel oil No. 4
8. Heavy fuel oil No. 5
9. Heavy fuel oil No. 6 / bunker C
10. Bitumen emulsion, including Orimulsion
11. Synthetic crude oil
12. Gas oil
13. Naphtha
14. Spent pulping liquor
15. Bio-diesel
16. Used vegetable-based oils
17. Used mineral-based oils
18. Gasoline
19. Ethanol
20. Methanol
21. Alcohols other than those at items 19 and 20
22. A mixture of two or more liquids set out at
items 1 through 21
23. Liquids other than those set out at items 1 through 22
1. Goudron de houille
2. Kérosène (huile de charbon légère)
3. Mazout léger no 1
4. Mazout léger no 2
5. Diesel
6. Mazout léger no 3
7. Mazout léger ou lourd no 4
8. Mazout lourd no 5
9. Mazout lourd no 6/mazout C
10. Émulsion de bitume, y compris l’Orimulsion
11. Brut synthétique
12. Gasoil
13. Naphte
14. Liqueur noire
15. Biodiesel
16. Huiles végétales usagées
17. Huiles minérales usagées
18. Essence
19. Éthanol
20. Méthanol
21. Alcools autres que ceux énumérés aux points 19 et 20
22. Mélange de deux ou plusieurs liquides énumérés aux
points 1 à 21
23. Liquides autres que ceux énumérés aux points 1 à 22
12
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
PART 3 – GASEOUS
PARTIE 3 — GAZ
1. Natural gas
2. Marketable natural gas
3. Ethane
4. Butane
5. Propane
6. Hydrogen gas
7. Coke oven gas
8. Blast furnace gas
9. Refinery fuel gas or still gas
10. Biogas (e.g. landfill gas)
11. A mixture of two or more gases set out at items 1 through 10
12. Gases other than those set out at items 1 through 11
1. Gaz naturel
2. Gaz naturel marchand
3. Éthane
4. Butane
5. Propane
6. Hydrogène gazeux
7. Gaz de cokerie
8. Gaz de haut fourneau
9. Gaz de combustion ou de distillation de raffinerie
10. Biogaz (par exemple, le gaz d’enfouissement)
11. Mélange de deux ou plusieurs gaz énumérés aux points 1 à 10
12. Gaz autres que ceux énumérés aux points 1 à 11
SCHEDULE 5
ANNEXE 5
ALUMINA AND ALUMINIUM
ALUMINE ET ALUMINIUM
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of an alumina or aluminium facility shall report
the information required under this Schedule for the 2006 calendar year for each alumina or aluminium facility that they operate.
1. L’exploitant d’une installation de production d’alumine ou
d’aluminium doit déclarer l’information requise en vertu de la
présente annexe pour l’année civile 2006 pour chacune des installations de production d’alumine ou d’aluminium qu’il exploite.
2. Pour les substances suivantes, TPM, PM2,5, PM10, NOx, SO2,
SOx et COV, l’exploitant doit déclarer l’information requise en
vertu de la présente annexe uniquement à l’égard des substances
pour lesquelles l’installation de production d’alumine ou d’aluminium atteint ou dépasse le seuil d’émissions correspondant pour
l’année civile 2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
10 tonnes métriques.
3. Concernant les substances énumérées à l’annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d’émissions n’est mentionné dans la présente
annexe et qui ont été rejetées par l’installation au cours de l’année
civile 2006, l’exploitant doit déclarer la quantité des émissions
conformément aux exigences établies dans la présente annexe.
2. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, SOx, and
VOCs, the operator shall report the required information in this
Schedule only in respect of the substances for which the alumina
or aluminium facility meets or exceeds the corresponding release
threshold for the 2006 calendar year.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 10 tonnes.
3. With respect to substances listed in Schedule 1 for which
there is no release threshold in this Schedule and which the facility released during the 2006 calendar year, the operator shall report the releases of those substances in accordance with the information requirements set out in this Schedule.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
13
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“alumina facility” means a facility that produces alumina from
bauxite ore using the Bayer process.
“aluminium facility” means a facility that
(i) smelts aluminium from alumina using the Hall-Héroult
process, which includes the vertical stud Söderberg process,
the horizontal stud Söderberg process, the side-worked, prebaked anode process and the centre-worked, pre-baked anode process;
(ii) produces pre-baked anodes for use in aluminium smelting; or
(iii) calcines petroleum coke for use in aluminium smelting.
“calcine” means to heat a substance to a temperature that is below
the melting or fusion point, in order to reduce the substance, to
oxidize it, to decompose the carbonates contained in the substance or to remove the waters of hydration from the substance.
“petroleum coke” means coke derived from the by-products of
petroleum refining.
“process flow sheet” means a diagram showing the relation and
flows of feedstocks and products produced at the alumina or
aluminium facility and the equipment in which they are produced at the facility.
“production capacity” means the capacity of production for which
the alumina or aluminium facility is designed.
“waste emissions” means releases that result from a waste disposal source at the facility.
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« calciner » Chauffer une substance à une température inférieure
à son point de fusion afin de réduire ou d’oxyder la substance,
de décomposer les carbonates contenus dans la substance ou
d’en expulser l’eau.
« capacité de production » Capacité de production pour laquelle
l’installation de production d’alumine ou d’aluminium a été
conçue.
« coke de pétrole » Coke dérivé des sous-produits du raffinage du
pétrole.
« émissions des déchets » Rejets provenant d’une source d’élimination des déchets à l’installation.
« installation de production d’alumine » Installation qui utilise le
procédé Bayer pour produire de l’alumine à partir de minerai
de bauxite.
« installation de production d’aluminium » Installation qui :
(i) produit de l’aluminium à partir d’alumine au moyen du
procédé Hall-Héroult, qui comprend le procédé Söderberg à
goujons verticaux, le procédé Söderberg à goujons horizontaux, le procédé à anodes précuites à piquage latéral et le
procédé à anodes précuites à piquage central;
(ii) produit des anodes précuites pour utilisation dans la production d’aluminium;
(iii) calcine le coke de pétrole pour utilisation dans la production d’aluminium.
« schéma simplifié des procédés » Diagramme montrant la relation et les mouvements des matières de base et des produits
obtenus à l’installation de production d’alumine ou d’aluminium ainsi que l’équipement servant à leur production à
l’installation.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son adresse
postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur
(s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. The alumina or aluminium facility’s name, longitude and
latitude.
3. Le nom, la longitude et la latitude de l’installation de production d’alumine ou d’aluminium.
4. The alumina or aluminium facility’s civic and postal addresses, if any.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’installation de
production d’alumine ou d’aluminium, s’il y a lieu.
5. The year in which the alumina or aluminium facility began
operation.
5. L’année du début de l’exploitation de l’installation de production d’alumine ou d’aluminium.
6. The number of days during which the alumina or aluminium
facility was in operation in the 2006 calendar year.
6. Le nombre de jours pendant lesquels l’installation de production d’alumine ou d’aluminium était en exploitation au cours
de l’année civile 2006.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
14
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
10. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
alumina facility or aluminium facility, of each of the substances
listed in Part 1 of Schedule 1, excluding on-site mobile combustion emissions.
10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque installation de production d’alumine ou d’aluminium,
pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l’annexe 1, excluant les émissions liées aux activités de combustion
mobile se produisant sur le site.
11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de fluorures inorganiques de chaque installation de production
d’aluminium.
12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
d’hydrocarbures aromatiques polycycliques, énumérés après le
mot « incluant » à l’article 2 de la partie 3 de l’annexe 1, de chaque installation de production d’aluminium.
13. Pour chacune des substances déclarées en vertu de l’alinéa 10, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque installation de production d’alumine ou d’aluminium,
pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions d’évacuation;
(iv) émissions de torchage;
(v) émissions fugitives.
14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 provenant des émissions de combustion stationnaire de
combustible pour chaque installation de production d’alumine.
15. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque installation de production d’aluminium, pour
chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels.
16. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque installation de production d’aluminium, pour chacune
des substances suivantes :
(i) CF4;
(ii) C2F6;
(iii) SF6;
(iv) HFC-134a.
17. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 14, 15
et 22.
18. Pour les besoins des alinéas 10 et 13, les rejets de NOx doivent être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de poids de
NO2.
19. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, l’exploitant doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel »
ou « combustion stationnaire de combustible ».
20. Pour chaque installation de production d’aluminium, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chacune des
substances déclarées en vertu des alinéas 10, 11 et 12 provenant
des activités suivantes :
(i) réduction électrolytique de l’aluminium;
(ii) production d’anodes précuites;
(iii) calcination du coke de pétrole;
(iv) coulage de l’aluminium;
(v) autre activité que celles énumérés aux sous-alinéas (i) à (iv)
inclusivement (préciser l’activité).
11. The total annual quantity, in tonnes, of inorganic fluorides
releases from each aluminium facility.
12. The total annual quantity, in tonnes, of polycyclic aromatic
hydrocarbons that are listed after the word “including” in item 2
in Part 3 of Schedule 1, released from each aluminium facility.
13. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
alumina facility or aluminium facility, for each of the substances
reported in paragraph 10, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions;
(iii) venting emissions;
(iv) flaring emissions; and
(v) fugitive emissions.
14. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each alumina facility from stationary fuel combustion emissions.
15. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each aluminium facility, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions; and
(ii) industrial process emissions.
16. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
aluminium facility, of each of the substances listed below:
(i) CF4;
(ii) C2F6;
(iii) SF6; and
(iv) HFC-134a.
17. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in
paragraphs 14, 15 and 22.
18. For the purpose of paragraphs 10 and 13, NOx releases shall
be reported by expressing the NOx as NO2 on a mass basis.
19. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the operator
shall report the emissions according to the purpose of the activity,
that is, either an industrial process or stationary fuel combustion.
20. For each aluminium facility, the total annual quantity, in
tonnes, of releases for each of the substances reported in paragraphs 10, 11 and 12, by activity, with those activities being
(i) electrolytic reduction of aluminium;
(ii) production of pre-baked anodes;
(iii) calcination of petroleum coke;
(iv) casting of aluminium; and
(v) an activity other than those set out at subparagraphs (i)
through (iv) inclusively, and specify that activity.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
15
21. Where an aluminium facility smelts aluminium using the
vertical stud Söderberg process and the centre-worked pre-baked
anode process, for each of the releases reported in paragraphs 10,
11 and 12, report the total annual quantity, in tonnes, of those
releases resulting from
(i) the vertical stud Söderberg process; and
(ii) the centre-worked, pre-baked anode process.
22. For each of the releases reported in subparagraphs 13(i)
and 15(i), the total annual quantity, in tonnes, of those releases
that are cogeneration emissions.
23. The total annual quantity, in tonnes, of TPM, PM2.5, and
PM10 releases for each source category listed below:
(i) storage emissions;
(ii) loading and unloading emissions;
(iii) emissions from other handling of substances, feedstocks,
or products;
(iv) waste emissions; and
(v) road dust.
21. Lorsque l’installation produit de l’aluminium en utilisant le
procédé Söderberg à goujons verticaux et le procédé à anodes
précuites à piquage central, la quantité totale annuelle, en tonnes
métriques, pour chacun des rejets déclarés aux alinéas 10, 11
et 12 provenant :
(i) du procédé Söderberg à goujons verticaux;
(ii) du procédé à anodes précuites à piquage central.
22. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 13(i) et 15(i),
la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont
des émissions de cogénération.
23. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de TPM, de PM2,5 et de PM10 provenant des catégories suivantes :
(i) émissions provenant du stockage;
(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;
(iii) émissions provenant d’autres types de manutention des
substances, des matières de base ou des produits;
(iv) émissions des déchets;
(v) poussière des routes.
Quantification method
Méthode de quantification
24. For each quantity reported under paragraphs 10 to 16
and 20 to 23, the method or methods listed below used to quantify
those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) is used.
24. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 16
et 20 à 23, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier
ces émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii).
Fuel
Combustible
25. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each alumina or aluminium facility.
25. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque installation de production d’alumine ou d’aluminium.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
26. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraph 25.
26. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de
l’alinéa 25, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en
GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
Cogeneration
Cogénération
27. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
27. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
Production
Production
28. The total annual quantity, in tonnes, of alumina produced at
each alumina facility.
28. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d’alumine
produite à chaque installation de production d’alumine.
16
Supplement to the Canada Gazette
29. The total annual quantity, in tonnes, of each product listed
below, produced at each aluminium facility:
(i) aluminium;
(ii) calcined petroleum coke; and
(iii) pre-baked anode.
30. Where an aluminium facility smelts aluminium using the
vertical stud Söderberg process and the centre-worked pre-baked
anode process, the total annual quantity, in tonnes, of aluminium
produced from each process listed below:
(i) vertical stud Söderberg process; and
(ii) centre-worked, pre-baked anode process.
December 8, 2007
29. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque
produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque installation de production d’aluminium :
(i) aluminium;
(ii) coke de pétrole calciné;
(iii) anode précuite.
30. Lorsque l’installation produit de l’aluminium en utilisant le
procédé Söderberg à goujons verticaux et le procédé à anodes
précuites à piquage central, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d’aluminium produit par chacun des procédés
suivants :
(i) procédé Söderberg à goujons verticaux;
(ii) procédé à anodes précuites à piquage central.
Production capacity
Capacité de production
31. The total annual production capacity of alumina, in tonnes,
of each alumina facility.
32. The total annual production capacity, in tonnes, for each
product listed below, produced at each aluminium facility:
(i) aluminium;
(ii) calcined petroleum coke; and
(iii) pre-baked anode.
31. La capacité de production totale annuelle, en tonnes métriques, d’alumine de chaque installation de production d’alumine.
32. La capacité de production totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque installation de production d’aluminium :
(i) aluminium;
(ii) coke de pétrole calciné;
(iii) anode précuite.
33. Lorsque l’installation produit de l’aluminium en utilisant le
procédé Söderberg à goujons verticaux et le procédé à anodes
précuites à piquage central, la capacité de production totale
annuelle, en tonnes métriques, d’aluminium de chacun de ces
procédés.
33. Where an aluminium facility smelts aluminium using the
vertical stud Söderberg process and the centre-worked pre-baked
anode process, the total annual production capacity of aluminium,
in tonnes, of each of those processes.
Process flow sheet
Schéma simplifié des procédés
34. A process flow sheet for each alumina facility and for each
aluminium facility.
34. Le schéma simplifié des procédés pour chaque installation
de production d’alumine et pour chaque installation de production
d’aluminium.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
35. For the pollution abatement equipment in operation at the
alumina or aluminium facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: TPM, PM10, PM2.5, SO2,
inorganic fluorides, and polycyclic aromatic hydrocarbons that
are listed after the word “including” in Part 3 of Schedule 1; and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that
efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment as specified by the manufacturer, importer or supplier
of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
35. Concernant l’équipement antipollution en opération à l’installation de production d’alumine ou d’aluminium au cours de
l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM,
PM10, PM2,5, SO2, fluorures inorganiques et hydrocarbures aromatiques polycycliques énumérés après le mot « incluant » dans
la partie 3 de l’annexe 1;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
36. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 35,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the alumina or aluminium facility within the
calendar years 2001 through 2006, which, since the measures
were implemented, have prevented the release of at least 5% of
the facility’s total annual emissions of one or more of the substances TPM, PM10, PM2.5, CO2, CF4, C2F6, SF6, and HFC-134a:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
37. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the alumina or aluminium facility during the 2006 calendar
year to monitor emissions of any of the substances listed in Part 1
or Part 2 of Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
17
36. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 35 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’installation de production d’alumine ou d’aluminium au cours des années civiles 2001 à 2006 et qui ont, depuis
leur mise en œuvre, contribué à réduire d’au moins 5 % les
émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM10, PM2,5, CO2, CF4,
C2F6, SF6 et HFC-134a :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
37. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l’installation de production d’alumine ou
d’aluminium au cours de l’année civile 2006 pour surveiller les
émissions de n’importe quelles des substances énumérées dans la
partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
SCHEDULE 6
ANNEXE 6
BASE METAL SMELTING
FUSION DES MÉTAUX COMMUNS
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of a base metal smelting facility that, in the
2006 calendar year, produced more than 1 000 tonnes of copper,
nickel, lead, zinc, or cobalt shall report the information required
under this Schedule for the 2006 calendar year for each base
metal smelting facility that they operate.
1. L’exploitant d’une fonderie de métaux communs ayant produit, au cours de l’année civile 2006, plus de 1 000 tonnes métriques de cuivre, de nickel, de plomb, de zinc ou de cobalt doit
déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe pour
l’année civile 2006, et ce, pour chaque fonderie de métaux communs dont il est l’exploitant.
2. Pour les substances suivantes, TPM, PM2,5, PM10, NOx, SO2,
SOx et COV, l’exploitant doit déclarer l’information requise en
vertu de la présente annexe uniquement à l’égard des substances
pour lesquelles la fonderie de métaux communs atteint ou dépasse
le seuil d’émissions correspondant pour l’année civile 2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
10 tonnes métriques.
2. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, SOx, and
VOCs, the operator shall report the required information in this
Schedule only in respect of the substances for which the base
metal facility meets or exceeds the corresponding release threshold for the 2006 calendar year.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 10 tonnes.
18
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
3. With respect to substances listed in Schedule 1 for which
there is no release threshold in this Schedule and which the facility released during the 2006 calendar year, the operator shall report the releases of those substances in accordance with the information requirements set out in this Schedule.
3. Concernant les substances énumérées à l’annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d’émissions n’est mentionné dans la présente
annexe et qui ont été rejetées par l’installation au cours de l’année
civile 2006, l’exploitant doit déclarer la quantité des émissions
conformément aux exigences établies dans la présente annexe.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“base metal smelting facility” means a facility that
(i) engages in the production of copper, nickel, lead, zinc,
cobalt or a co-product metal from a concentrate or recyclable
material, by smelting or refining or both;
(ii) includes a secondary lead smelter as that term is defined
in section 2 of the Secondary Lead Smelter Release Regulations governed by the Act, and provided that the secondary
lead smelter is Teck Cominco Metals Ltd. Trail Operation or
Xstrata Zinc Canada Brunswick Smelter; and
(iii) includes pre-treatment when carried out at the same facility as the activities listed in subparagraphs (i) and (ii).
“concentrate” means the final ore product recovered in the concentration or separation stage of the milling process.
“co-product metal” means a metal that results from the production
of copper, nickel, lead, zinc or cobalt and that is found in the
residue from the production of copper, nickel, lead, zinc or
cobalt.
“milling” means the part of the mining process by which minerals
are recovered by crushing and grinding, ore separation or concentration, and dewatering of the ore, in order to separate minerals from the rock in which they occur.
“pre-treatment” means any activity to which a concentrate is subjected at the base metal smelting facility prior to production of
copper, nickel, lead, zinc, cobalt or a co-product metal.
“reducing agent” means a substance that brings about reduction
by becoming oxidized and losing electrons.
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« agent réducteur » Substance qui provoque la réduction en
s’oxydant et en perdant des électrons.
« broyage » Partie de l’exploitation minière visant à récupérer les
minerais par concassage et fragmentation, séparation ou concentration du minerai et égouttage du minerai dans le but de
séparer les minerais de la roche de laquelle ils proviennent.
« concentré » Minerai ou produit final récupéré pendant l’étape
de concentration ou de séparation du broyage.
« fonderie de métaux communs »
(i) Installation vouée à la production de cuivre, de nickel, de
plomb, de zinc, de cobalt ou de métal récupéré comme coproduit à partir de concentré ou de matières recyclées, par
fusion, affinage ou les deux;
(ii) inclut les fonderies de plomb de seconde fusion conformément à la définition de ce terme figurant à l’article 2 du
Règlement sur le rejet de plomb de seconde fusion afférent à
la Loi et à condition que la fonderie de plomb de seconde fusion soit la Teck Cominco Metals Ltd. Trail Operation ou la
Xstrata Zinc Canada Brunswick Smelter;
(iii) inclut le prétraitement lorsqu’il est effectué dans la
même installation que les activités énumérées aux sousalinéas (i) et (ii).
« métal récupéré comme coproduit » Métal résultant de la production de cuivre, de nickel, de plomb, de zinc ou de cobalt et qui
se trouve dans le résidu de la production de cuivre, de nickel,
de plomb, de zinc ou de cobalt.
« prétraitement » Toute intervention à laquelle est soumis un
concentré à la fonderie de métaux communs avant la production de cuivre, de nickel, de plomb, de zinc, de cobalt ou de
métal récupéré comme coproduit.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son adresse
postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur
(s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. The base metal facility’s name, longitude and latitude.
3. Le nom, la longitude et la latitude de la fonderie de métaux
communs.
4. The base metal facility’s civic and postal addresses, if any.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de la fonderie de
métaux communs, s’il y a lieu.
5. The year in which the base metal facility began operation.
5. L’année du début de l’exploitation de la fonderie de métaux
communs.
6. The number of days during which the base metal smelting
facility was in operation in the 2006 calendar year.
6. Le nombre de jours pendant lesquels la fonderie de métaux
communs était en exploitation au cours de l’année civile 2006.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. The NPRI identification number, if any.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
19
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
10. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
base metal smelting facility, of each of the substances listed
in Part 1 of Schedule 1, excluding on-site mobile combustion
emissions.
18. For the CO2 releases reported in subparagraph 13(ii), the
total annual quantity, in tonnes, of those releases resulting from
the use of the following reagents:
(i) limestone;
(ii) dolomite;
(iii) soda ash; and
(iv) any other reagent that contains carbon.
19. For the CO2 releases reported in subparagraph 13(ii), the
total annual quantity, in tonnes, of those releases resulting from
the consumption of carbon electrodes.
10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque fonderie de métaux communs, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l’annexe 1, excluant les
émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant
sur le site.
11. La quantité totale annuelle, en kilogrammes, de rejets de
mercure de chaque fonderie de métaux communs.
12. Pour chacune des substances déclarées en vertu de l’alinéa 10, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions d’évacuation;
(iv) émissions de torchage;
(v) émissions fugitives.
13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque fonderie de métaux communs, pour chacune
des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels.
14. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 13 et 16.
15. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, l’exploitant doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel »
ou « combustion stationnaire de combustible ».
16. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 12(i)
et 13(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets
qui sont des émissions de cogénération.
17. Pour les rejets de CO2 déclarés au sous-alinéa 13(ii), la
quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets résultant
de l’utilisation de coke en tant qu’agent réducteur, ou de tout autre procédé dans lequel une substance contenant du carbone est
utilisée comme agent réducteur.
18. Pour les rejets de CO2 déclarés au sous-alinéa 13(ii), la
quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets résultant
de l’utilisation des réactifs suivants :
(i) pierre calcaire;
(ii) dolomite;
(iii) carbonate de sodium;
(iv) tout autre réactif contenant du carbone.
19. Pour les rejets de CO2 déclarés au sous-alinéa 13(ii), la
quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets provenant
de la consommation d’électrodes de carbone.
Quantification method
Méthode de quantification
20. For each quantity reported under paragraphs 10 through 13
and 16 through 19, the method or methods listed below used to
quantify those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
20. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 13
et 16 à 19, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier
ces émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
11. The total annual quantity, in kilograms, of mercury releases
from each base metal smelting facility.
12. The total annual quantity, in tonnes, of releases for each of
the substances reported in paragraph 10, for each source category
listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions;
(iii) venting emissions;
(iv) flaring emissions; and
(v) fugitive emissions.
13. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each base metal smelting facility, for each source category listed
below:
(i) stationary fuel combustion emissions; and
(ii) industrial process emissions.
14. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in paragraphs 13 and 16.
15. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the operator
shall report the emissions according to the purpose of the activity,
that is, either an industrial process or stationary fuel combustion.
16. For each of the releases reported in subparagraphs 12(i)
and 13(i), the total annual quantity, in tonnes, of those releases
that are cogeneration emissions.
17. For the CO2 releases reported in subparagraph 13(ii), the
total annual quantity, in tonnes, of those releases resulting from
the use of coke as a reducing agent, or any other process in which
another carbon-bearing substance is used as a reducing agent.
20
Supplement to the Canada Gazette
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) is used.
December 8, 2007
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii).
Fuel
Combustible
21. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used at each base metal smelting
facility.
21. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4, utilisée à
chaque fonderie de métaux communs.
22. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each base metal smelting facility.
22. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4, utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque fonderie de métaux
communs.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
23. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraphs 21 and 22.
23. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des
alinéas 21 et 22, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel,
en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
Electricity
Électricité
24. The total annual quantity of electricity produced at each
base metal smelting facility, in MWh.
24. La quantité totale annuelle d’électricité produite à chaque
fonderie de métaux communs, en MWh.
25. The total annual quantity of electricity transferred off-site
from each base metal smelting facility, in MWh.
25. La quantité totale annuelle d’électricité transférée hors site
par chaque fonderie de métaux communs, en MWh.
26. The total annual quantity of electricity received by each
base metal smelting facility, in MWh.
26. La quantité totale annuelle d’électricité reçue par chaque
fonderie de métaux communs, en MWh.
Steam
Vapeur
27. The total annual quantity of steam produced at each base
metal smelting facility, in GJ.
27. La quantité totale annuelle de vapeur produite à chaque
fonderie de métaux communs, en GJ.
28. The total annual quantity of steam transferred off-site from
each base metal smelting facility, in GJ.
28. La quantité totale annuelle de vapeur transférée hors site
par chaque fonderie de métaux communs, en GJ.
29. The total annual quantity of steam received by each base
metal smelting facility, in GJ.
29. La quantité totale annuelle de vapeur reçue par chaque fonderie de métaux communs, en GJ.
Hydrogen
Hydrogène
30. The total annual quantity of hydrogen produced at each
base metal smelting facility, in GJ.
30. La quantité totale annuelle d’hydrogène produite à chaque
fonderie de métaux communs, en GJ.
31. The total annual quantity of hydrogen transferred off-site
from each base metal smelting facility, in GJ.
31. La quantité totale annuelle d’hydrogène transférée hors site
par chaque fonderie de métaux communs, en GJ.
32. The total annual quantity of hydrogen received by each
base metal smelting facility, in GJ.
32. La quantité totale annuelle d’hydrogène reçue par chaque
fonderie de métaux communs, en GJ.
Cogeneration
Cogénération
33. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
33. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
21
Production
Production
34. The total annual quantity, in tonnes, of each product listed
below, produced at each base metal smelting facility:
(i) nickel;
(ii) copper;
(iii) lead;
(iv) zinc;
(v) cobalt; and
(vi) a metal other than those set out in subparagraphs (i)
through (v), and specify that product.
34. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque
produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque fonderie de métaux
communs :
(i) nickel;
(ii) cuivre;
(iii) plomb;
(iv) zinc;
(v) cobalt;
(vi) autre métal que ceux énumérés aux sous-alinéas (i) à (v)
[préciser le produit].
35. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de concentrés traités à chaque fonderie de métaux communs.
36. La teneur en soufre moyenne annuelle, exprimée en pourcentage pondéral, du concentré traité à chaque fonderie de métaux
communs.
37. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de matières recyclables traitées à chaque fonderie de métaux communs.
35. The total annual quantity, in tonnes, of concentrates processed at each base metal smelting facility.
36. The annual average sulphur content, in percent weight, of
concentrate processed at each base metal smelting facility.
37. The total annual quantity, in tonnes, of recyclable material
processed at each base metal smelting facility.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
38. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the base metal smelting facility within the calendar years 2001 through 2006, which, since the measures
were implemented, have prevented the release of at least 5% of
the facility’s total annual emissions of one or more of the substances TPM, PM10, PM2.5, SO2, mercury, and CO2:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
38. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation d’équipement antipollution :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à la fonderie de métaux communs au cours des années civiles 2001 à 2006 et qui ont, depuis leur mise en œuvre,
contribué à réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances
suivantes, TPM, PM10, PM2,5, SO2, mercure et CO2 :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
39. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à la fonderie de métaux communs au cours de
l’année civile 2006 pour surveiller les émissions de n’importe
quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de
l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
39. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the base metal smelting facility during the 2006 calendar year
to monitor emissions of any of the substances listed in Part 1 or
Part 2 of Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
SCHEDULE 7
ANNEXE 7
CEMENT
CIMENT
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of a cement facility shall report the information
required under this Schedule for the 2006 calendar year for each
cement facility that they operate. A person subject to this notice
that is an operator of a pit or a quarry shall not report information
under this notice associated with the operation of a pit or a quarry.
1. L’exploitant d’une cimenterie doit déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe pour l’année civile 2006, et
ce, pour chaque cimenterie dont il est l’exploitant. Une personne
à qui le présent avis s’applique et qui est l’exploitant d’une sablière ou d’une carrière n’a pas à déclarer l’information relative à
l’exploitation d’une sablière ou d’une carrière en vertu du présent
avis.
22
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
2. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, and SOx,
the operator shall report the required information in this Schedule
only in respect of the substances for which the cement facility
meets or exceeds the corresponding release threshold for the 2006
calendar year.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
2. Pour les substances suivantes, TPM, PM2,5, PM10, NOx, SO2
et SOx, l’exploitant doit déclarer l’information requise en vertu de
la présente annexe uniquement à l’égard des substances pour lesquelles la cimenterie atteint ou dépasse le seuil d’émissions correspondant pour l’année civile 2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
3. With respect to substances listed in Schedule 1 for which
there is no release threshold in this Schedule and which the facility released during the 2006 calendar year, the operator shall report the releases of those substances in accordance with the information requirements set out in this Schedule.
3. Concernant les substances énumérées à l’annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d’émissions n’est mentionné dans la présente
annexe et qui ont été rejetées par l’installation au cours de l’année
civile 2006, l’exploitant doit déclarer la quantité des émissions
conformément aux exigences établies dans la présente annexe.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“cement” means a mixture of calcium oxide, alumina, iron oxide
and silica that is combined in a cement kiln and that is further
processed to form a powder.
“cement facility” means a facility that engages in the production
of cement.
“clinker” means fused matter that is produced in a cement kiln
and from which cement is manufactured by finish grinding.
“clinker cooling” means the cooling of clinker from the cement
kiln using ambient air, in order to reduce the temperature of the
clinker.
“dry reference cubic metre” means a cubic metre corrected to
25°C, 101.3 kPa.
“finish grinding” means the grinding of clinker and gypsum or
supplementary cementing materials or recycled substances.
“I-TEQ” means “International Toxicity Equivalent,” a mass or
concentration that is a sum of the masses or concentrations of
individual congeners of polychlorinated dibenzo-p-dioxins and
polychlorinated dibenzofurans multiplied by the toxic equivalency factors as set out in column 4 of Part 5 of Schedule 1.
“long dry kiln processing” means the heating, calcining and burning, in a long dry kiln, of limestone, clay, recycled dust and
other recycled substances or other feedstock, in order to produce clinker.
“pit” means an excavation that is open to the air and that is operated for the purpose of extracting sand, clay, marl, earth, shale,
gravel, stone or other rock but not coal, a coal-bearing substance, oil sands, or oil sands-bearing substance or an ammoniate shell and includes any associated infrastructure, but does
not include a quarry.
“precalciner dry kiln processing” means a process to produce
clinker using equipment that combines a preheater, a precalciner and a dry kiln and that carries out preheating, heating,
precalcining, calcining and burning of limestone, clay and
other raw materials, and recycled dust or other recycled
materials.
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente
annexe :
« broyage de finition » Broyage du clinker et du gypse ou de
liants supplémentaires ou de substances recyclées.
« broyage de matières premières » Broyage d’une substance qui
comprend également le séchage ou la mise en suspension de
cette matière de base.
« carrière » Excavation à ciel ouvert exploitée aux fins de la
transformation, de la récupération et de l’extraction de la
pierre, du calcaire, du grès, de la dolomie, du marbre, du granite, de matériaux de construction et de tout autre minéral, mais
non de charbon, de substance carbonifère, de sable bitumineux,
d’une substance contenant du sable bitumineux ou de l’ammonite, et englobe les infrastructures connexes mais n’inclut pas
une sablière.
« ciment » Mélange d’oxyde de calcium, d’alumine, d’oxyde de
fer et de silice combiné dans un four à ciment, puis traité pour
former une poudre.
« cimenterie » Installation vouée à la production de ciment.
« clinker » Produit de la cuisson de matières dans un four à ciment; le ciment est obtenu par broyage de finition.
« ÉTI » « Équivalence de toxicité internationale », masse ou
concentration qui est une somme des masses ou des concentrations des congénères individuels de polychlorodibenzoparadioxines et de polychlorodibenzofuranes multipliée par les facteurs d’équivalence toxique précisés dans la colonne 4 de la
partie 5 de l’annexe 1.
« liant supplémentaire » Substance utilisée en remplacement du
clinker dans la production de ciment et qui comprend le mâchefer, la cendre résiduelle ou le laitier et d’autres sous-produits
calcaires ou sous-produits ferreux.
« mètre cube de référence à sec » Mètre cube corrigé à 25 °C, à
101,3 kPa.
« refroidissement du clinker » Refroidissement du clinker dans le
four à ciment par l’entrée d’air ambiant afin d’abaisser la température du clinker.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
23
“preheater dry kiln processing” means a process to produce clinker using equipment that combines a preheater and a dry kiln
and that carries out preheating, heating, calcining and burning
of limestone, clay and other raw materials, and recycled dust or
other recycled materials.
“process flow sheet” means a diagram showing the relation and
flows of feedstocks and products produced at the cement facility and the equipment in which they are produced at the cement
facility.
“quarry” means an excavation that is open to the air and that is
operated for the purpose of working, recovering and extracting
stone, limestone, sandstone, dolostone, marble, granite, construction materials and any mineral other than coal, a coalbearing substance, oil sands, or oils sands-bearing substance or
an ammonite shell and includes any associated infrastructure
but does not include a pit.
“raw material grinding” means the grinding of a substance and includes the drying or slurrying of that feedstock.
“supplementary cementing material” means a substance that is
used as a substitute for clinker in the production of cement and
which includes blast furnace slag, bottom ash or slag and other
limestone or ferrous by-products from other industries.
“wet kiln processing” means the heating, calcining and burning, in a wet kiln, of limestone, clay, recycled dust and other
recycled substances or other feedstock, in order to produce
clinker.
« sablière » Excavation à ciel ouvert exploitée aux fins de l’extraction de sable, d’argile, de marne, de terre, de schiste, de
gravier, de pierre ou d’autres roches, mais non de charbon, de
substance carbonifère, de sable bitumineux, d’une substance contenant du sable bitumineux ou de l’ammonite, et englobe les
infrastructures connexes mais n’inclut pas une carrière.
« schéma simplifié des procédés » Diagramme montrant la relation et les mouvements des matières de base et des produits
obtenus à la cimenterie ainsi que l’équipement servant à leur
production.
« traitement dans un four en voie humide » Chauffage, calcination
et brûlage, dans un four en voie humide, de la pierre calcaire,
de l’argile, de la poussière recyclée ou d’autres substances recyclées ou d’autres matières de base, en vue de produire du
clinker.
« traitement dans un four en voie sèche à précalcinateur » Procédé
visant à produire du clinker dans un appareil qui combine un
préchauffeur, un précalcinateur et un four rotatif et qui effectue
le préchauffage, le chauffage, la précalcination, la calcination
et le brûlage de la pierre calcaire, de l’argile et d’autres matières premières, de la poussière recyclée ou d’autres matériaux
recyclés.
« traitement dans un four en voie sèche à préchauffeur » Procédé
visant à produire du clinker dans un appareil qui combine un
préchauffeur et un four en voie sèche et qui effectue le préchauffage, le chauffage, la calcination et le brûlage de la pierre
calcaire, de l’argile et d’autres matières premières, de la poussière recyclée ou d’autres matériaux recyclés.
« traitement dans un four long en voie sèche » Chauffage, calcination et brûlage, dans un four long en voie sèche, de la pierre
calcaire, de l’argile, de la poussière recyclée ou d’autres substances recyclées ou d’autres matières de base, en vue de produire du clinker.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude de la cimenterie.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de la cimenterie,
s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation de la cimenterie.
6. Le nombre de jours pendant lesquels la cimenterie était en
exploitation au cours de l’année civile 2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The cement facility’s name, longitude and latitude.
4. The cement facility’s civic and postal addresses, if any.
5. The year in which the cement facility began operation.
6. The number of days during which the cement facility was in
operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
10. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
cement facility, of TPM, PM2.5, PM10, NOx, SOx, and SO2, excluding on-site mobile combustion emissions.
10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de TPM, de PM2,5, de PM10, de NOx, de SOx et de SO2 pour chaque cimenterie, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.
24
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
11. The total annual quantity of the following substances released from each cement facility:
(i) mercury, in kilograms; and
(ii) dioxins and furans, in grams of I-TEQ.
11. La quantité totale annuelle, des substances suivantes émises
par chaque cimenterie :
(i) mercure, en kilogrammes;
(ii) dioxines et furanes, en grammes d’ÉTI.
12. The total annual quantity, in tonnes, of releases of TPM,
PM2.5, PM10, NOx, SOx, and SO2 for each source category listed
below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions; and
(iii) fugitive emissions.
12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de TPM, de PM2,5, de PM10, de NOx, de SOx et de SO2, pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions fugitives.
13. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each cement facility, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions; and
(iii) fugitive emissions.
13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque cimenterie, pour chacune des catégories
suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions fugitives.
14. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in
paragraphs 13 and 20.
14. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 13 et 20.
15. For the purpose of paragraphs 10, 12 and 17, NOx releases
shall be reported by expressing the NOx as NO2 on a mass basis.
15. Pour les besoins des alinéas 10, 12 et 17, les rejets de NOx
doivent être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de poids
de NO2.
16. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the operator
shall report the emissions according to the purpose of the activity,
that is, either an industrial process or stationary fuel combustion.
16. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, l’exploitant doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel »
ou « combustion stationnaire de combustible ».
17. The total annual quantity, in tonnes, of releases of TPM,
PM2.5, PM10, NOx, SOx, SO2 and CO2 from each stack that releases emissions from one or more of the activities listed below.
For each stack for which a quantity is reported, the operator shall
identify the activity whose emissions are released via that stack:
(i) wet kiln processing;
(ii) long dry kiln processing;
(iii) preheater kiln processing;
(iv) precalciner dry kiln processing;
(v) clinker cooling;
(vi) raw material grinding; and
(vii) finish grinding.
17. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de TPM,
de PM2,5, de PM10, de NOx, de SOx, de SO2 et de CO2 rejetée par
chaque cheminée qui rejette des émissions provenant d’une ou de
plusieurs des activités énumérées ci-après. Pour chaque cheminée
pour laquelle une quantité est déclarée, l’exploitant doit préciser
l’activité dont les émissions sont rejetées par ladite cheminée :
(i) traitement dans un four en voie humide;
(ii) traitement dans un four long en voie sèche;
(iii) traitement dans un four à préchauffeur;
(iv) traitement dans un four en voie sèche à précalcinateur;
(v) refroidissement du clinker;
(vi) broyage de matières premières;
(vii) broyage de finition.
18. The annual average concentration, in milligrams per dry
reference cubic metre corrected to 11% oxygen concentration by
volume, of TPM, PM2.5, and PM10 releases from each stack referred to in paragraph 17.
19. The annual average concentration of mercury, in micrograms per dry reference cubic metre corrected to 11% oxygen
concentration by volume, and of dioxins and furans, in picograms
of I-TEQ per dry reference cubic metre corrected to 11% oxygen
concentration by volume, releases from each stack as a result of
the activities listed below:
(i) wet kiln processing;
(ii) long dry kiln processing;
(iii) preheater kiln processing; and
(iv) precalciner dry kiln processing.
18. La concentration moyenne annuelle, en milligrammes
par mètre cube de référence à sec corrigé à une concentration de
11 % d’oxygène par volume, des rejets de TPM, de PM2,5 et de
PM10 de chaque cheminée mentionnée à l’alinéa 17.
19. La concentration moyenne annuelle des rejets de mercure,
en microgrammes par mètre cube de référence à sec corrigé à une
concentration de 11 % d’oxygène par volume, et des rejets de
dioxines et de furanes, en picogrammes d’ÉTI par mètre cube de
référence à sec corrigé à une concentration d’oxygène de 11 % par
volume, de chaque cheminée provenant des activités énumérées
ci-après :
(i) traitement dans un four en voie humide;
(ii) traitement dans un four long en voie sèche;
(iii) traitement dans un four à préchauffeur;
(iv) traitement dans un four en voie sèche à précalcinateur.
20. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 12(i)
et 13(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets
qui sont des émissions de cogénération.
20. For each of the releases reported in subparagraphs 12(i)
and 13(i), the total annual quantity, in tonnes, of those releases
that are cogeneration emissions.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
25
21. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 industrial process emissions resulting from the calcination or dissolution of
carbonates.
22. The total annual quantity, in tonnes, of fugitive emissions
of TPM, PM2.5 and PM10, for each category listed below:
(i) storage emissions; and
(ii) loading and unloading emissions.
21. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d’émissions de procédés industriels de CO2 rejetée par la calcination ou
la dissolution des carbonates.
22. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d’émissions fugitives de TPM, de PM2,5 et de PM10 rejetées par chacune
des catégories suivantes :
(i) émissions provenant du stockage;
(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement.
Quantification method
Méthode de quantification
23. For each quantity reported under paragraphs 10 through 13
and 17 through 22, the method or methods listed below, used to
quantify those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) is used.
23. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 13
et 17 à 22, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier
ces émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii).
Fuel
Combustible
24. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each cement facility.
24. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4, utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque cimenterie.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
25. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraph 24.
25. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de
l’alinéa 24, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ
par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.
Cogeneration
Cogénération
26. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
26. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette
en fonction de la méthode du combustible imputable à l’électricité, en GJ/MWh.
Feedstocks
Matières de base
27. The total annual quantity, in tonnes, of each feedstock listed below, used at each cement facility:
(i) limestone;
(ii) dolomite;
(iii) dolomitic limestone;
(iv) marl;
(v) chalk; and
(vi) shale.
27. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque
matière de base énumérée ci-après, utilisée à chaque cimenterie :
(i) pierre calcaire;
(ii) dolomite;
(iii) calcaire dolomitique;
(iv) marne;
(v) craie;
(vi) schiste.
Production
Production
28. The total annual quantity, in tonnes, of clinker produced by
each activity listed below:
(i) wet kiln processing;
(ii) long dry kiln processing;
28. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de clinker
produite par les activités suivantes :
(i) traitement dans un four en voie humide;
(ii) traitement dans un four long en voie sèche;
26
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
(iii) preheater kiln processing; and
(iv) precalciner dry kiln processing.
29. The total annual quantity, in tonnes, of cement produced at
each cement facility.
(iii) traitement dans un four à préchauffeur;
(iv) traitement dans un four en voie sèche à précalcinateur.
29. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de ciment
produite à chaque cimenterie.
Process flow sheet
Schéma simplifié des procédés
30. A process flow sheet for each cement facility.
30. Le schéma simplifié des procédés pour chaque cimenterie.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
31. For the pollution abatement equipment in operation at the
cement facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: TPM, PM10, PM2.5, SOx,
NOx, and mercury; and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken or, if the operator did not measure that efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment
as specified by the manufacturer, importer or supplier of that
equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
32. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 31,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the cement facility within the calendar years
2001 through 2006, which, since the measures were implemented, have prevented the release of at least 5% of the facility’s total annual emissions of one or more of the substances
TPM, PM10, PM2.5, SOx, NOx, and CO2:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
31. Concernant l’équipement antipollution en opération à la cimenterie au cours de l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM,
PM10, PM2,5, SOx, NOx et mercure;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise ou, si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
33. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the cement facility during the 2006 calendar year to monitor
emissions of any of the substances listed in Part 1 or Part 2 of
Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
32. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 31 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à la cimenterie au cours des années civiles 2001 à
2006 et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire
d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation
pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM10,
PM2,5, SOx, NOx et CO2 :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
33. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à la cimenterie au cours de l’année civile 2006
pour surveiller les émissions de n’importe quelles des substances
énumérées dans la partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
SCHEDULE 8
ANNEXE 8
CHEMICALS MANUFACTURING
FABRICATION DE PRODUITS CHIMIQUES
27
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of a chemical manufacturing facility that, in the
2006 calendar year, released one or more of the substances set out
below, at or above the corresponding release threshold for that
substance, shall report in accordance with this Schedule for each
chemical manufacturing facility they operate. The operator shall
report the required information in this Schedule only in respect
of the substance for which the chemical manufacturing facility
meets or exceeds the release threshold.
1. L’exploitant d’une installation de fabrication de produits
chimiques qui a rejeté, au cours de l’année civile 2006, une ou
plusieurs des substances précisées ci-après dans des quantités
égales ou supérieures au seuil établi pour ces substances doit déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe pour
chaque installation de fabrication de produits chimiques qu’il
exploite. L’exploitant doit déclarer l’information requise en vertu
de la présente annexe uniquement à l’égard de la substance pour
laquelle l’installation de fabrication de produits chimiques atteint
ou dépasse le seuil d’émissions.
Seuil d’émissions totales de gaz à effet de serre, calculé annuellement et exprimé en équivalent en dioxyde de carbone —
50 000 tonnes métriques d’équivalent en dioxyde de carbone.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
50 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 100 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
100 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 100 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
50 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales d’ammoniac gazeux, calculé annuellement — 100 tonnes métriques.
2. Afin de déterminer si une installation de fabrication de produits chimiques atteint ou dépasse le seuil d’émissions de gaz à
effet de serre précisé à l’alinéa 1 de la partie 1 de la présente annexe, l’équation suivante doit être utilisée :
Release threshold for total greenhouse gases, calculated on an
annual basis and expressed as carbon dioxide equivalent –
50 000 tonnes of carbon dioxide equivalent.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 50 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 100 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 100 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 100 tonnes.
Release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 50 tonnes.
Release threshold for total gaseous ammonia, calculated on an
annual basis – 100 tonnes.
2. For the purposes of determining whether a chemical manufacturing facility meets or exceeds the release threshold for greenhouse gases set out in paragraph 1 of Part 1 of this Schedule, the
following equation is to be used:
i
(
TotalCO2 eq = ∑ ECO2 × GWPCO 2
1
∑ (E
i
1
N 2O
)
) + ∑ (E
i
i
CH 4
1
× GWPCH 4
)+
i
i
× GWPN 2 O i + ∑ (E HFC × GWPHFC )i
1
where
E = total releases of a particular gas or gas species from the
chemical manufacturing facility in the 2006 calendar year,
expressed in tonnes
i = each greenhouse gas source
GWP = global warming potential set out in column 4 of Part 2
and Part 4 of Schedule 1 and
HFC = each of the substances listed in Part 4 of Schedule 1
3. When the operator of a chemical manufacturing facility determines the total emissions of the chemical manufacturing facility in order to establish whether or not the emissions release
threshold for greenhouse gases set out in paragraph 1 of Part 1 of
this Schedule has been met or exceeded, CO2 emissions from the
combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be
included in that determination of total emissions.
4. NOx emissions shall be expressed as NO2 on a mass basis
when calculating the mass reporting threshold for NOx.
i
(
)
i
(
)
ÉquivalentCO2Total = ∑ ECO2 × PRPCO 2 i + ∑ ECH 4 × PRPCH 4 i +
1
∑ (E
i
1
N 2O
)
1
i
× PRPN 2O i + ∑ (EHFC × PRPHFC )i
1
où :
E = émissions totales d’un gaz ou d’une espèce de gaz donné
provenant de l’installation de fabrication de produits chimiques pendant l’année civile 2006, exprimées en tonnes
métriques
i = chaque source de gaz à effet de serre
PRP = potentiel de réchauffement planétaire figurant dans la
colonne 4 de la partie 2 et de la partie 4 de l’annexe 1
HFC = chacune des substances énumérées dans la partie 4 de
l’annexe 1
3. Lorsque l’exploitant d’une installation de fabrication de produits chimiques calcule les émissions totales de l’installation de
fabrication de produits chimiques afin de déterminer si les émissions atteignent ou dépassent le seuil d’émission de gaz à effet de
serre précisé à l’alinéa 1 de la partie 1 de la présente annexe, il ne
doit pas prendre en compte les émissions de CO2 provenant de la
combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse
dans son calcul.
4. Pour le calcul du seuil de déclaration des NOx, ces NOx doivent être exprimés sous forme de poids de NO2.
28
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“activity” means cogeneration, central steam generation, or product manufacturing activity.
“carbon dioxide equivalent (CO2eq)” means an amount of a substance, as set out in paragraph 2 of Part 1 of this Schedule, reported in units of mass, and multiplied by the global warming
potential (GWP) set out in column 4 of Part 2 and Part 4 of
Schedule 1.
“facility diagram” means a diagram of the activities that are carried out at the facility, showing the interconnections and production relationships between activities.
“chemical manufacturing facility” means a facility classified
under NAICS Code 325.
“co-product” means a product that is produced together with another product.
“cooling tower emissions” means releases of fugitive emissions
from an open-water recirculating device that uses fans or natural draft to draw or force ambient air through the device to
cool water.
“greenhouse gases” means the substances listed at items 1
through 7 in Part 2 of Schedule 1 and all substances listed in
Part 4 of Schedule 1.
“gross production” means the total quantity of all products produced, including co-products, from all activities carried out at
the chemical manufacturing facility, including production for
the purpose of sale, retention in inventory, or use at the chemical manufacturing facility.
“incineration emissions” means releases from a waste thermal
destruction unit that does not recover energy.
“intermediate substance” means a substance produced by a product manufacturing activity at the chemical manufacturing facility and that is further processed by means of another product
manufacturing activity at that facility.
“net production” means the total quantity of all products produced, including co-products, for the purpose of sale to another
person.
“product manufacturing activity” means a process undertaken at a
chemical facility to manufacture a specific product or products
and includes the processing of a substance or feedstock to increase its effectiveness or its purity.
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente
annexe :
« activité » Activité de cogénération, de génération de vapeur centrale ou de fabrication de produits.
« activité de fabrication de produits » Procédé utilisé à une installation de produits chimiques pour fabriquer un ou des produits
donnés et inclut le traitement d’une substance ou d’une matière
de base afin d’accroître son efficacité ou sa pureté.
« coproduit » Produit fabriqué conjointement avec un autre
produit.
« émissions de la tour de refroidissement » Rejets d’émissions
fugitives provenant d’un dispositif de recirculation des eaux libres qui utilise des ventilateurs ou le tirage naturel pour aspirer
de l’air ambiant ou pour forcer l’air ambiant à entrer dans le
dispositif pour refroidir l’eau.
« émissions provenant de l’incinération » Rejets provenant d’une
unité de destruction thermique des déchets qui ne récupère pas
l’énergie.
« équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO2) » Quantité
d’une substance, indiquée à l’alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe, exprimée en unités de masse et multipliée par le
potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant dans la
colonne 4 de la partie 2 et de la partie 4 de l’annexe 1.
« gaz à effet de serre » Substances énumérées dans les articles 1
à 7 de la partie 2 de l’annexe 1 et toutes les substances énumérées dans la partie 4 de l’annexe 1.
« installation de fabrication de produits chimiques » Installation
classée sous le code 325 du SCIAN.
« production brute » Quantité totale de tous les produits fabriqués,
incluant les coproduits, provenant de toutes les activités effectuées à l’installation de fabrication de produits chimiques, y
compris la production destinée à la vente, au maintien des inventaires ou à l’utilisation à l’installation de fabrication de produits chimiques.
« production nette » Quantité totale de tous les produits fabriqués,
y compris les coproduits, fabriqués afin d’être vendus à une autre personne.
« schéma de l’installation » Diagramme des activités effectuées à
l’installation montrant les interconnexions et les liens de production entre les activités.
« substance intermédiaire » Substance produite par une activité de
fabrication de produits à une installation de fabrication de produits chimiques et qui subit un second traitement dans le cadre
d’une autre activité de fabrication de produits à cette même
installation.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a lieu),
son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et
son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Une liste des activités effectuées à l’installation de fabrication de produits chimiques.
4. Le nom, la longitude et la latitude de l’installation de fabrication de produits chimiques.
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. A list of the activities that are carried out at the chemical
manufacturing facility.
4. The chemical manufacturing facility’s name, longitude and
latitude.
Le 8 décembre 2007
5. The chemical manufacturing facility’s civic and postal addresses, if any.
6. The year in which each activity began at the chemical manufacturing facility.
7. The number of days during which each activity was carried
out at the chemical manufacturing facility in the 2006 calendar
year.
8. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code of the facility.
9. The NPRI identification number of the facility, if any.
10. A statement of certification dated and signed by the operator declaring that all the information required to be provided
under this notice has been submitted.
Supplément à la Gazette du Canada
29
5. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’installation de
fabrication de produits chimiques, s’il y a lieu.
6. L’année du début de chaque activité à l’installation de fabrication de produits chimiques.
7. Le nombre de jours pendant lesquels chaque activité était
effectuée à l’installation de fabrication de produits chimiques au
cours de l’année civile 2006.
8. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres de l’installation.
9. Le numéro d’identification de l’INRP de l’installation, s’il y
a lieu.
10. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
Quantities of facility emissions released
Quantités d’émissions rejetées par l’installation
11. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
chemical manufacturing facility, of each of the substances listed
in Part 1 of Schedule 1 and gaseous ammonia, excluding on-site
mobile combustion emissions.
17. The total annual quantity, in tonnes, of releases of N2O industrial process emissions from each chemical manufacturing
facility.
11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque installation de fabrication de produits chimiques, pour
chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l’annexe 1
et pour l’ammoniac gazeux, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.
12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de
CO2, de NOx, de SOx et de SO2 de chaque installation de fabrication
de produits chimiques, pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions d’évacuation;
(iv) émissions de torchage;
(v) émissions provenant de l’incinération.
13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de
COV de chaque installation de fabrication de produits chimiques,
pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de procédés industriels;
(ii) émissions d’évacuation;
(iii) émissions de torchage;
(iv) émissions provenant de l’incinération.
14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
d’ammoniac gazeux de chaque installation de fabrication de produits chimiques, pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions d’évacuation.
15. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CH4 et de chacun des hydrocarbures fluorés (HFC) énumérés
dans la partie 4 de l’annexe 1 de chaque installation de fabrication
de produits chimiques, pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de procédés industriels;
(ii) émissions d’évacuation.
16. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CH4 provenant d’émissions des eaux usées de chaque installation de fabrication de produits chimiques.
17. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de N2O provenant d’émissions de procédés industriels de chaque
installation de fabrication de produits chimiques.
Other emissions
Autres émissions
18. The total annual quantity, in tonnes, of releases of fugitive
emissions of VOCs and gaseous ammonia releases from each
chemical manufacturing facility.
18. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de COV et d’ammoniac gazeux provenant d’émissions fugitives
de chaque installation de fabrication de produits chimiques.
12. The total annual quantity, in tonnes, of releases of CO2,
NOx, SOx, and SO2 from each chemical manufacturing facility,
for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions;
(iii) venting emissions;
(iv) flaring emissions; and
(v) incineration emissions.
13. The total annual quantity, in tonnes, of releases of VOCs
from each chemical manufacturing facility, for each source category listed below:
(i) industrial process emissions;
(ii) venting emissions;
(iii) flaring emissions; and
(iv) incineration emissions.
14. The total annual quantity, in tonnes, of releases of gaseous
ammonia from each chemical manufacturing facility, for each
source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions; and
(iii) venting emissions.
15. The total annual quantity, in tonnes, of releases of CH4 and
each of the HFCs listed in Part 4 of Schedule 1 from each chemical manufacturing facility, for each source category listed below:
(i) industrial process emissions; and
(ii) venting emissions.
16. The total annual quantity, in tonnes, of releases of CH4
wastewater emissions from each chemical manufacturing facility.
30
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
19. The total annual quantity, in tonnes, of VOCs and gaseous
ammonia releases from each chemical manufacturing facility, for
each fugitive category listed below:
(i) storage emissions;
(ii) loading and unloading emissions;
(iii) equipment leak emissions; and
(iv) cooling tower emissions.
19. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de COV et d’ammoniac gazeux de chaque installation de fabrication de produits chimiques, pour chacune des catégories d’émissions fugitives suivantes :
(i) émissions provenant du stockage;
(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;
(iii) émissions provenant de fuites de l’équipement;
(iv) émissions de la tour de refroidissement.
Emissions by activity
Émissions par activité
20. The total annual quantity, in tonnes, of releases of CO2,
CH4, N2O, HFCs, NOx, SOx, SO2, gaseous ammonia and VOCs,
for each activity.
21. The total annual quantity, in tonnes, of releases of CO2 stationary fuel combustion emissions, for each activity.
20. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2, de CH4, de N2O, de HFC, de NOx, de SOx, de SO2, d’ammoniac gazeux et de COV pour chaque activité.
21. Pour chaque activité, la quantité totale annuelle, en tonnes
métriques, de rejets de CO2 provenant des émissions de combustion stationnaire de combustible.
22. Pour chaque activité de fabrication de produits accompagnée d’émissions de procédés industriels de CO2, de CH4 ou de
N2O résultant de réactions chimiques :
(i) l’activité de fabrication de produits à laquelle chaque substance émise est liée;
(ii) la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d’émissions de procédés industriels de CO2, de CH4 et de N2O provenant de cette activité de fabrication de produits;
(iii) l’équation de la réaction chimique pour chaque activité résultant en rejets de CO2, de CH4 et de N2O.
23. Pour chaque activité de fabrication de produits accompagnée d’émissions de procédés industriels de CO2 résultant d’une
action physique :
(i) l’activité de fabrication de produits à laquelle les émissions
de procédés industriels de CO2 sont liées;
(ii) la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d’émissions
de procédés industriels de CO2 provenant de cette activité de
fabrication de produits.
24. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 11 à 23.
25. Les rejets de CH4 provenant de la décomposition de la
biomasse doivent être inclus dans les émissions déclarées aux alinéas 15, 16, 20 et 22.
26. Les rejets de CH4 et de N2O provenant de la combustion de
combustibles ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 11 à 23.
27. Pour les besoins des alinéas 11 à 23, les rejets de NOx doivent être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de poids de
NO2.
28. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les rejets provenant d’émissions de combustion stationnaire de combustible, l’exploitant doit classer les
rejets dans la catégorie qui correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de
combustible ».
22. For each product manufacturing activity with industrial
process emissions of CO2, CH4, or N2O resulting from chemical
reactions,
(i) the product manufacturing activity with which each emission substance is associated;
(ii) the total annual quantity, in tonnes, of CO2, CH4, and N2O
releases of industrial process emissions from that product
manufacturing activity; and
(iii) the chemical reaction equation for each activity resulting in
CO2, CH4, and N2O releases.
23. For each product manufacturing activity with industrial process emissions of CO2 resulting from a physical action,
(i) the product manufacturing activity with which industrial
process emissions of CO2 are associated; and
(ii) the total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases of industrial process emissions from that product manufacturing activity.
24. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in
paragraphs 11 through 23.
25. CH4 releases from the decomposition of biomass shall be
included in the emissions reported in paragraphs 15, 16, 20
and 22.
26. CH4 and N2O releases from the combustion of fuels shall
not be included in the emissions reported in paragraphs 11
through 23.
27. NOx releases shall be reported by expressing the NOx as
NO2 on a mass basis in the emissions reported in paragraphs 11
through 23.
28. In instances where industrial process emissions are produced in combination with releases from stationary fuel combustion emissions, the operator shall report the releases according to
the purpose of the activity, that is, either an industrial process or
stationary fuel combustion.
Quantification method
Méthode de quantification
29. For each quantity reported under paragraphs 11 through 23,
the method or methods listed below used to quantify those
releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
29. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 11 à 23,
la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces
émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
Le 8 décembre 2007
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
Supplément à la Gazette du Canada
31
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii) inclusivement.
Fuel
Combustible
30. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used at each facility.
31. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each facility.
30. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée à
chaque installation.
31. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque installation.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
32. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraphs 30 and 31.
32. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des
alinéas 30 et 31, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel,
en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
Cogeneration
Cogénération
33. For each cogeneration unit, the total annual quantity of each
of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
33. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
Production
Production
34. In relation to production at the chemical manufacturing
facility,
(i) the total annual quantity, in tonnes, of gross production at
each chemical manufacturing facility;
(ii) the total annual quantity, in tonnes, of net production at
each chemical manufacturing facility; and
(iii) any alternate production index for use instead of gross or
net production reported in subparagraphs (i) or (ii). The operator shall report all data used by that person to calculate the
alternate production index.
34. Relativement à la production à l’installation de fabrication
de produits chimiques :
(i) la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de production brute à chaque installation de fabrication de produits
chimiques;
(ii) la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de production nette à chaque installation de fabrication de produits
chimiques;
(iii) tout autre indice de production devant être utilisé au lieu de
la production brute et de la production nette déclarées au sousalinéa (i) ou (ii). L’exploitant doit déclarer toutes les données
utilisées pour calculer cet autre indice de production.
35. Une liste de chacun des produits, y compris les coproduits,
fabriqués par chaque activité de fabrication de produits au cours
de l’année civile 2006.
36. Pour chacun des produits, y compris les coproduits, déclarés à l’alinéa 35, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques,
de chaque produit ou coproduit fabriqué par chaque activité de
fabrication de produits.
37. Relativement au CO2 :
(i) pour chaque activité de fabrication de produits ayant produit
du CO2, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de
CO2 produit vendue;
(ii) si chaque quantité de CO2 mentionnée au sous-alinéa (i) est
le résultat d’une réaction chimique ou d’une action physique;
(iii) la quantité totale annuelle de CO2 produite à chaque installation de fabrication de produits chimiques et utilisée sur le site
par l’installation;
35. A list of each of the products, including co-products, produced by each product manufacturing activity in the 2006 calendar year.
36. For each of the products, including co-products, reported in
paragraph 35, the total annual quantity, in tonnes, of each product
and co-product produced by each product manufacturing activity.
37. In relation to CO2,
(i) for each product manufacturing activity that produced CO2,
the total annual quantity, in tonnes, of CO2 produced that is
sold;
(ii) whether each quantity of CO2 referred to in subparagraph (i)
is the result of a chemical reaction or a physical action;
(iii) the total annual quantity of CO2 produced at the chemical
manufacturing facility and used on-site by the facility; and
32
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
(iv) the product manufacturing activity at the facility that used
the CO2 identified in subparagraph (i).
38. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 purchased for
use at the chemical manufacturing facility and the product manufacturing activity using that CO2.
(iv) l’activité de fabrication de produits à l’installation qui a
utilisé le CO2 mentionné au sous-alinéa (i).
38. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de CO2
achetée aux fins d’utilisation à l’installation de fabrication de
produits chimiques et l’activité de fabrication de produits utilisant
ce CO2.
Facility diagram
Schéma de l’installation
39. A facility diagram showing
(i) each activity that takes place at the facility; and
(ii) products and the co-products, if any, and the intermediate
substances, if any, produced at the chemical manufacturing
facility and the product manufacturing activity that results in
each product, co-product and intermediate substance.
39. Un schéma de l’installation montrant :
(i) chaque activité ayant lieu à l’installation;
(ii) les produits ainsi que les coproduits et les substances intermédiaires, s’il y a lieu, préparés à l’installation de fabrication
de produits chimiques et l’activité de fabrication de produits
qui permet d’obtenir chaque produit, coproduit et substance
intermédiaire.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
40. For the pollution abatement equipment in operation at the
chemical manufacturing facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: NOx, SOx, gaseous ammonia, VOCs, and greenhouse gases;
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that
efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment as specified by the manufacturer, importer or supplier
of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
41. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 40,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the chemical manufacturing facility within the
calendar years 2001 through 2006 inclusively, which, since the
measures were implemented, have prevented the release of at
least 5% of the facility’s total annual emissions of one or more
of the substances NOx, SOx, gaseous ammonia, VOCs, greenhouse gases:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
40. Concernant l’équipement antipollution en opération à l’installation de fabrication de produits chimiques au cours de l’année
civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes :
NOx, SOx, ammoniac gazeux, COV et gaz à effet de serre;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure a
été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
41. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 40 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’installation de fabrication de produits chimiques
au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui
ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d’au moins
5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une
ou plusieurs des substances suivantes, NOx, SOx, ammoniac
gazeux, COV et gaz à effet de serre :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
42. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l’installation de fabrication de produits chimiques au cours de l’année civile 2006 pour surveiller les émissions de n’importe quelles des substances énumérées dans la partie 1
ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
42. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the chemical manufacturing facility during the 2006 calendar
year to monitor emissions of any of the substances listed in Part 1
or Part 2 of Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
33
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
SCHEDULE 9
ANNEXE 9
ELECTRICITY
ÉLECTRICITÉ
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of an electricity-generating facility shall report
the information required under this Schedule for the 2006 calendar year for each electricity-generating facility that they operate.
The requirements in this notice and this Schedule do not apply to
hospitals, schools, prisons or other correctional facilities, or hotels
that produce electricity on site.
1. L’exploitant d’une installation de production d’électricité
doit déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe
pour l’année civile 2006, et ce, pour chaque installation de production d’électricité dont il est l’exploitant. Les exigences précisées dans le présent avis et la présente annexe ne s’appliquent ni
aux hôpitaux, ni aux écoles, ni aux prisons ou autres établissements correctionnels ou aux hôtels qui produisent de l’électricité
sur place.
2. Pour les substances suivantes, TPM, PM2,5, PM10, NOx, SO2,
SOx, COV, le mercure et les gaz à effet de serre, l’exploitant doit
déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l’égard des substances pour lesquelles une unité de
production d’électricité atteint ou dépasse le seuil d’émissions
correspondant pour l’année civile 2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
1 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 5 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
5 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 5 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
10 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de mercure, calculé annuellement —
2,5 kg.
Seuil d’émissions totales de gaz à effet de serre, calculé annuellement et exprimé en équivalent en dioxyde de carbone —
10 000 tonnes métriques d’équivalent en dioxyde de carbone.
3. Afin de déterminer si une unité de production d’électricité
atteint ou dépasse le seuil d’émissions totales de gaz à effet de
serre décrit à l’alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe,
l’équation suivante doit être utilisée :
2. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, SOx,
VOCs, mercury and greenhouse gases, the operator shall report
the required information in this Schedule only in respect of the
substances for which an electricity-generating unit meets or exceeds the corresponding release threshold for the 2006 calendar
year.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual basis –
1 tonne.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 5 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 5 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 5 tonnes.
Release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 10 tonnes.
Release threshold for total mercury, calculated on an annual
basis – 2.5 kg.
Release threshold for total greenhouse gases calculated on an
annual basis and expressed as carbon dioxide equivalent –
10 000 tonnes of carbon dioxide equivalent.
3. For the purposes of determining whether an electricitygenerating unit meets or exceeds the release threshold for total
greenhouse gases set out in paragraph 2 of Part 1 of this Schedule,
the following equation is to be used:
i
(
)
i
(
)
TotalCO2 eq = ∑ ECO 2 × GWPCO2 i + ∑ ECH 4 × GWPCH 4 i +
1
∑ (E
i
1
N 2O
× GWPN 2 O
1
)
i
where
E = total releases of a particular gas or gas species from the
electricity-generating unit in the 2006 calendar year, expressed in tonnes
i = each emission source and
GWP = global warming potential set out in column 4 of Part 2
of Schedule 1
i
(
Équivalent CO2Total = ∑ ECO 2 × PRPCO 2
1
∑ (E
i
1
N2O
× PRPN 2 O
) + ∑ (E
i
i
1
CH 4
× PRPCH 4
)+
i
)
i
où :
E = émissions totales d’un gaz ou d’une espèce de gaz donné
provenant de l’unité de production d’électricité pendant
l’année civile 2006, exprimées en tonnes métriques
i = chaque source d’émission
PRP = potentiel de réchauffement planétaire figurant dans la
colonne 4 de la partie 2 de l’annexe 1
34
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
4. CO2 emissions from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the determination
of total emissions for the purposes of establishing whether an
electricity-generating unit meets or exceeds the release threshold.
4. Les émissions de CO2 provenant de la combustion de la
biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas
être prises en compte dans le calcul des émissions totales lorsqu’il
s’agit de déterminer si une unité de production d’électricité atteint
ou dépasse le seuil d’émissions.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“carbon dioxide equivalent (CO2eq)” means an amount of a substance, as set out in paragraph 3 of Part 1 of this Schedule, reported in units of mass, and multiplied by the global warming
potential (GWP) set out in column 4 of Part 2 of Schedule 1.
“electricity-generating facility” means a facility that
(i) comprises one or more electricity-generating units;
(ii) produces electricity; and
(iii) is not part of another facility identified in Schedules 5
through 8 and Schedules 10 through 20 inclusively.
“electricity-generating unit” means a stationary combustion device that provides energy to a generator with a nameplate capacity equal to or greater than 10 MWe, and includes a cogeneration unit with a nameplate capacity equal to or greater than
10 MWe.
“greenhouse gases” means carbon dioxide, which has the molecular formula CO2; methane, which has the molecular formula
CH4; and nitrous oxide, which has the molecular formula N2O.
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente
annexe :
« équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO2) » Quantité
d’une substance, indiquée à l’alinéa 3 de la partie 1 de la présente annexe, exprimée en unités de masse et multipliée par le
potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant dans la
colonne 4 de la partie 2 de l’annexe 1.
« gaz à effet de serre » Dioxyde de carbone, dont la formule moléculaire est CO2, méthane, dont la formule moléculaire est
CH4, et oxyde nitreux, dont la formule moléculaire est N2O.
« installation de production d’électricité » Installation :
(i) qui est composée d’une ou de plusieurs unités de production d’électricité;
(ii) qui produit de l’électricité;
(iii) qui ne fait pas partie de l’une des installations décrites
dans les annexes 5 à 8 et 10 à 20 inclusivement.
« unité de production d’électricité » appareil de combustion stationnaire qui alimente en énergie une génératrice dont la capacité nominale est égale ou supérieure à 10 MWe et est applicable à une unité de cogénération dont la capacité nominale est
égale ou supérieure à 10 MWe.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude de l’installation de production d’électricité.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’installation de
production d’électricité, s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation de l’installation de production d’électricité.
6. Le nombre de jours pendant lesquels l’installation de production d’électricité était en exploitation au cours de l’année civile 2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The electricity-generating facility’s name, longitude and
latitude.
4. The electricity-generating facility’s civic and postal addresses, if any.
5. The year in which the electricity-generating facility began
operation.
6. The number of days during which the electricity-generating
facility was in operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted
10. The type(s) of electricity-generating unit(s) that was in operation at the electricity-generating facility at any time during the
2006 calendar year, from the following:
(i) steam turbine (ST);
(ii) gas turbine (GT);
(iii) internal combustion engine (IC);
10. Le ou les types d’unité de production d’électricité qui
étaient en opération à l’installation de production d’électricité à
un moment donné au cours de l’année civile 2006, soit :
(i) turbine à vapeur (TV);
(ii) turbine à gaz (TG);
(iii) moteur à combustion interne (CI);
Le 8 décembre 2007
(iv) combined cycle gas turbine (CC);
(v) cogeneration unit including a steam turbine (CGST); or
(vi) cogeneration unit including a gas turbine (CGGT).
Supplément à la Gazette du Canada
35
(iv) turbine à gaz à cycle combiné (CC);
(v) unité de cogénération comprenant une turbine à vapeur
(CGTV);
(vi) unité de cogénération comprenant une turbine à gaz
(CGTG).
11. For each electricity-generating unit, the year in which the
unit began operation.
11. L’année du début de l’exploitation de chaque unité de production d’électricité.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
12. The total annual quantity, in tonnes, of stationary fuel combustion emissions of each of the substances listed in Part 1 of
Schedule 1 released from each electricity-generating unit.
12. Pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de
l’annexe 1, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques,
d’émissions de combustion stationnaire de combustible rejetées
par chaque unité de production d’électricité.
13. For the purpose of paragraph 12, NOx releases shall be reported by expressing the NOx as NO2 on a mass basis.
13. Pour les besoins de l’alinéa 12, les rejets de NOx doivent
être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de poids de NO2.
14. The total annual quantity, in tonnes, of releases of CO2
stationary fuel combustion emissions from each electricitygenerating unit.
14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 provenant des émissions de combustion stationnaire de
combustible pour chaque unité de production d’électricité.
15. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in
paragraph 14.
15. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu de l’alinéa 14.
Quantification method
Méthode de quantification
16. For each quantity reported under paragraphs 12 and 14, the
method or methods listed below, used to quantify those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) is used.
16. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 12 et 14,
la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces
émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii).
Fuel
Combustible
17. For each electricity-generating unit, the total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as set out in Schedule 4, if
any, used at that electricity-generating unit.
17. S’il y a lieu, pour chaque unité de production d’électricité,
la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée à cette unité de production d’électricité.
Fuel characteristics
Caractéristiques du combustible
18. For each electricity-generating unit, and for each fuel quantity reported under paragraph 17
(i) the annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity;
(ii) the annual average carbon content, in percent by mass;
(iii) the annual average sulphur content, in percent by mass;
and
(iv) the annual average ash content, in percent by mass.
18. Pour chaque unité de production d’électricité et pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de l’alinéa 17 :
(i) le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par
unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible;
(ii) la teneur en carbone moyenne annuelle, en pourcentage de
la masse;
(iii) la teneur en soufre moyenne annuelle, en pourcentage de la
masse;
(iv) la teneur en cendres moyenne annuelle, en pourcentage de
la masse.
Mercury
Mercure
19. For each electricity-generating unit that is fuelled by items 1
through 9 inclusively in Part 1 of Schedule 4, the annual average
mercury content, in percent by mass, of each type of fuel as set
19. S’il y a lieu, pour chaque unité de production d’électricité
qui fonctionne à partir des combustibles 1 à 9 inclusivement de la
partie 1 de l’annexe 4, la teneur en mercure moyenne annuelle, en
36
Supplement to the Canada Gazette
out in Part 1 of schedule 4, if any, used at that electricitygenerating unit.
December 8, 2007
20. For each electricity-generating unit that is fuelled by items 1
through 9 inclusively in Part 1 of Schedule 4, the total annual
quantity, in kilograms, of mercury releases from the electricitygenerating unit.
pourcentage de la masse, de chaque type de combustible décrit
dans la partie 1 de l’annexe 4, utilisé à cette unité de production
d’électricité.
20. Pour chaque unité de production d’électricité qui fonctionne à partir des combustibles 1 à 9 inclusivement de la partie 1
de l’annexe 4, la quantité totale annuelle, en kilogrammes, de
mercure rejetée par l’unité de production d’électricité.
Cogeneration
Cogénération
21. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) thermal energy generated, in MWh;
(ii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iii) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
21. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(ii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iii) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
Production
Production
22. The total annual quantity of electricity, in MWh, produced
by each electricity-generating unit.
23. The total annual production capacity of electricity, in
MWe, of each generator that is contained in each electricitygenerating unit.
22. La quantité totale annuelle d’électricité produite par chaque
unité de production d’électricité, en MWh.
23. La capacité de production totale annuelle, en MWe, d’électricité de chaque génératrice faisant partie de chaque unité de production d’électricité.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
24. For the pollution abatement equipment in operation at the
electricity-generating unit during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the electricitygenerating unit of one or more of the following substances:
TPM, PM10, PM2.5, SO2, NOx, and mercury; and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i);
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the
measurement was taken, or, if the operator did not measure
that efficiency, the emissions reduction efficiency of the
equipment as specified by the manufacturer, importer or
supplier of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the electricitygenerating unit, using the following time periods: pre-1970,
from 1970 through 1979, from 1980 through 1989, from
1990 through 1999, or from 2000 through 2006.
25. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 24,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the electricity-generating unit within the calendar years 2001 through 2006 inclusively, which, since the
measures were implemented, have prevented the release of at
least 5% of the electricity-generating unit’s total annual emissions of one or more of the substances TPM, PM10, PM2.5, SO2,
NOx, mercury; and CO2:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
24. Concernant l’équipement antipollution en opération à l’unité de production d’électricité au cours de l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’unité
de production d’électricité pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM, PM10, PM2,5, SO2, NOx et mercure;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’unité
de production d’électricité, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.
25. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 24 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’installation de production d’électricité au cours
des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis
leur mise en œuvre, contribué à réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’unité de production d’électricité
pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM10,
PM2,5, SO2, NOx, mercure et CO2 ;
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
26. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the electricity-generating unit during the 2006 calendar year to
monitor emissions of any of the substances listed in Part 1 or Part 2
of Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the electricitygenerating unit:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
37
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
26. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l’unité de production d’électricité au cours de
l’année civile 2006 pour surveiller les émissions de n’importe
quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’unité
de production d’électricité :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
SCHEDULE 10
ANNEXE 10
IRON, STEEL AND ILMENITE SMELTING
FER, ACIER ET FUSION D’ILMÉNITE
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of an iron facility, a steel facility or an ilmenite
smelting facility shall report the information required under this
Schedule for the 2006 calendar year for each iron, steel, or ilmenite smelting facility that they operate. An operator of a joint iron
facility and steel facility shall report the information required
under Part 3 of this Schedule.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
3. With respect to substances listed in Schedule 1 for which
there is no release threshold in this Schedule and which the facility released during the 2006 calendar year, the operator shall report the releases of those substances in accordance with the information requirements set out in this Schedule.
1. L’exploitant d’une installation de production de fer, d’une
installation de production d’acier ou d’une fonderie d’ilménite
doit déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe
pour l’année civile 2006, et ce, pour chaque installation de production de fer, installation de production d’acier ou fonderie
d’ilménite dont il est l’exploitant. L’exploitant d’une usine sidérurgique (production de fer et d’acier) doit déclarer l’information
requise en vertu de la partie 3 de la présente annexe.
2. Pour chacune des substances suivantes, TPM, PM2.5, PM10,
NOx, SO2 et SOx, l’exploitant doit déclarer l’information requise
en vertu de la présente annexe uniquement à l’égard des substances pour lesquelles l’installation de production de fer, l’installation de production d’acier, la fonderie d’ilménite ou l’usine sidérurgique atteint ou dépasse le seuil d’émissions correspondant
pour l’année civile 2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
3. Concernant les substances énumérées à l’annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d’émissions n’est mentionné dans la présente
annexe et qui ont été rejetées par l’installation au cours de l’année
civile 2006, l’exploitant doit déclarer la quantité des émissions
conformément aux exigences établies dans la présente annexe.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“dry reference cubic metre” means a cubic metre corrected to
25°C, 101.3 kPa.
“hot rolling mill” means equipment designed to form hot semifinished steel, such as slabs, billets and blooms, into a different
shape using a series of rolls.
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« ÉTI » « Équivalence de toxicité internationale », masse ou
concentration qui est une somme des masses ou des concentrations des congénères individuels de polychlorodibenzoparadioxines et de polychlorodibenzofuranes multipliée par les facteurs d’équivalence toxique précisés dans la colonne 4 de la
partie 5 de l’annexe 1.
2. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, and SOx,
the operator shall report the required information in this Schedule
only in respect of the substances for which an iron facility, a steel
facility or an ilmenite smelting facility or a joint iron facility and
steel facility meets or exceeds the corresponding release threshold
for the 2006 calendar year.
38
Supplement to the Canada Gazette
“ilmenite smelting facility” means a facility that
(i) engages in
(a) the smelting of ilmenite ore into titanium slag and
iron;
(b) the production of titanium slag upgraded using the
UGS process;
(c) the production of steel from iron obtained from the
smelting of ilmenite ore; and
(d) the production of thermal energy for use in smelting
ilmenite ore into titanium slag and iron, in upgrading titanium slag, or in the production of steel; and
(ii) includes an ilmenite smelting facility that produces steel
or that reheats steel for the purpose of preparing it or for
rolling into a steel shape, in order for the steel to be used to
manufacture other products; or
(iii) engages in any combination of (i)(a) through (d) inclusively and (ii).
“iron facility” means a facility that engages in an activity listed in
subparagraphs (i) through (vi) below inclusively, and does not
include an iron foundry that produces any manufactured item
that is composed of iron and that is formed into a specific
physical shape or design during manufacture and has, for its
final use, a function or functions dependent in whole or in part
on its shape or design. Items (i) through (vi) are
(i) the production of metallurgical coke;
(ii) the sintering of iron-bearing materials to yield material
for feeding a blast furnace to produce iron;
(iii) the production of iron by direct reduction;
(iv) the production of pig iron in a blast furnace;
(v) the production of thermal energy for use in making
metallurgical coke or iron; or
(vi) any combination of subparagraphs (i) through (v)
inclusively.
“I-TEQ” means “International Toxicity Equivalent”, a mass or
concentration that is a sum of the masses or concentrations of
individual congeners of polychlorinated dibenzo-p-dioxins and
polychlorinated dibenzofurans multiplied by the toxic equivalency factors as set out in column 4 of Part 5 of Schedule 1.
“process flow sheet” means a diagram showing the relation and
flows of feedstocks and products produced at the ilmenite
smelting facility, iron facility, steel facility or joint iron and
steel facility, and the equipment in which the feedstocks are
used and the products are produced at the ilmenite smelting facility, iron facility, steel facility or joint iron and steel facility.
“reheat furnace” means a furnace used to bring steel feedstock up
to the temperature required to enable it to be formed into a steel
shape.
“steel facility” means a facility that engages in an activity listed in
subparagraphs (i) through (v) below inclusively, and does not
include a steel foundry that produces any manufactured item
that is composed of steel and that is formed into a specific
physical shape or design during manufacture and has, for its
final use, a function or functions dependent in whole or in part
on its shape or design. Items (i) through (v) are
(i) the production of liquid steel in a basic oxygen furnace
(BOF);
(ii) the production of liquid steel in an electric arc furnace
(EAF);
(iii) the reheating of steel for the purpose of preparing it for
rolling into a steel shape in order to be used to manufacture
other products;
December 8, 2007
« fonderie d’ilménite » Installation :
(i) vouée à :
a) la fusion du minerai d’ilménite pour produire une scorie
de titane et du fer;
b) la production de scorie de titane enrichie à l’aide du
procédé UGS;
c) la production d’acier provenant du fer obtenu de la fusion du minerai d’ilménite;
d) la production d’énergie thermique aux fins d’utilisation
dans la fusion du minerai d’ilménite pour produire une
scorie de titane et du fer, dans l’enrichissement de scorie
de titane ou dans la production d’acier;
(ii) qui comprend une fonderie d’ilménite qui produit de
l’acier ou qui réchauffe l’acier dans le but de le préparer en
vue de son laminage en un profilé d’acier pouvant être utilisé
pour fabriquer d’autres produits;
(iii) vouée à toute combinaison des activités (i)a) à d) inclusivement et (ii).
« four de réchauffage » Four utilisé pour amener la matière de
base de l’acier à la température requise pour être façonnée en
profilés d’acier.
« installation de production d’acier » Installation vouée à une
activité énumérée aux sous-alinéas (i) à (v) inclusivement cidessous, mais n’inclut pas les fonderies d’acier de moulage qui
produisent des articles manufacturés composés d’acier et façonnés en une forme particulière durant la fabrication et qui
ont, comme utilisation finale, une ou des fonctions qui dépendent en tout ou en partie de leur forme. Les activités des sousalinéas (i) à (v) sont :
(i) la production d’acier brut liquide dans un convertisseur
basique à oxygène (CBO);
(ii) la production d’acier brut liquide dans un four électrique
à arc (FÉA);
(iii) le réchauffage de l’acier dans le but de le préparer en
vue de son laminage en un profilé d’acier pouvant être utilisé
pour fabriquer d’autres produits;
(iv) la production d’énergie thermique aux fins d’utilisation
dans la fabrication d’acier ou de profilés d’acier;
(v) toute combinaison des activités des sous-alinéas (i) à (v)
inclusivement.
« installation de production de fer » Installation vouée à une
activité énumérée aux sous-alinéas (i) à (vi) inclusivement cidessous, mais n’inclut pas les fonderies de fer qui produisent
des articles manufacturés composés de fer et façonnés en une
forme particulière durant la fabrication et qui ont, comme utilisation finale, une ou des fonctions qui dépendent en tout ou en
partie de leur forme. Les activités des sous-alinéas (i) à (vi)
sont :
(i) la production de coke métallurgique;
(ii) le frittage de matières ferreuses pour obtenir un matériau
destiné à l’alimentation d’un haut fourneau pour produire du
fer;
(iii) la production de fer par réduction directe;
(iv) la production de gueuses de fonte dans un haut fourneau;
(v) la production d’énergie thermique aux fins d’utilisation
dans la fabrication de coke métallurgique ou de fer;
(vi) toute combinaison des activités des sous-alinéas (i) à (v)
inclusivement.
« laminoir à chaud » Équipement sur lequel les produits d’acier
solidifiés semi-finis, tels que les brames, les blooms ou les billettes, préalablement réchauffés à haute température sont écrasés entre des rouleaux.
Le 8 décembre 2007
(iv) the production of thermal energy for use in making steel
or steel shapes; or
(v) any combination of subparagraphs (i) through (v)
inclusively.
Supplément à la Gazette du Canada
39
« mètre cube de référence à sec » Mètre cube corrigé à 25 °C, à
101,3 kPa.
« schéma simplifié des procédés » Diagramme montrant la relation et les mouvements des matières de base et des produits obtenus à la fonderie d’ilménite, à l’installation de production de
fer, à l’installation de production d’acier ou à l’usine sidérurgique ainsi que l’équipement dans lequel les matières de base
sont utilisées et qui servent à la fabrication des produits à la
fonderie d’ilménite, à l’installation de production de fer, à l’installation de production d’acier ou à l’usine sidérurgique.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude de la fonderie d’ilménite,
de l’installation de production de fer, de l’installation de production d’acier ou de l’usine sidérurgique.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de la fonderie d’ilménite, de l’installation de production de fer, de l’installation de
production d’acier ou de l’usine sidérurgique, s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation de la fonderie d’ilménite,
de l’installation de production de fer, de l’installation de production d’acier ou de l’usine sidérurgique.
6. Le nombre de jours pendant lesquels la fonderie d’ilménite,
l’installation de production de fer, l’installation de production
d’acier ou l’usine sidérurgique était en exploitation au cours de
l’année civile 2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The ilmenite smelting facility, iron facility, steel facility or
joint iron and steel facility’s name, longitude and latitude.
4. The ilmenite smelting facility, iron facility, steel facility or
joint iron and steel facility’s civic and postal addresses, if any.
5. The year in which the ilmenite smelting facility, iron facility,
steel facility or joint iron and steel facility began operation.
6. The number of days during which the ilmenite smelting facility, iron facility, steel facility or joint iron and steel facility was
in operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
10. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
ilmenite smelting facility, iron facility, steel facility or joint iron
and steel facility, of each of the substances listed in Part 1 of
Schedule 1 and of benzene. This total quantity shall include onsite mobile combustion emissions.
10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de benzène et de chacune des substances énumérées dans les parties 1 et 2 de l’annexe 1 rejetées par chaque fonderie d’ilménite,
installation de production de fer, installation de production d’acier
ou usine sidérurgique. Cette quantité totale doit inclure les émissions liées aux activités de combustion mobile se déroulant sur le
site.
11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chacune des substances déclarées en vertu de l’alinéa 10 rejetées par chaque fonderie d’ilménite, installation de production de
fer, installation de production d’acier ou usine sidérurgique, pour
chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site;
(iii) émissions de procédés industriels;
(iv) émissions d’évacuation;
(v) émissions de torchage;
(vi) émissions fugitives.
11. The total annual quantity, in tonnes, of releases, from each
ilmenite smelting facility, iron facility, steel facility or joint iron
and steel facility, for each of the substances reported in paragraph 10, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) on-site mobile combustion emissions;
(iii) industrial process emissions;
(iv) venting emissions;
(v) flaring emissions; and
(vi) fugitive emissions.
40
Supplement to the Canada Gazette
12. The total annual quantity of releases from each ilmenite
smelting facility, iron facility, steel facility or joint iron and steel
facility, of each of the following substances:
(i) polycyclic aromatic hydrocarbons, in tonnes, that are listed
after the word “including” in item 2 in Part 3 of Schedule 1;
(ii) mercury, in kilograms; and
(iii) dioxins and furans, in grams of I-TEQ.
13. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each ilmenite smelting facility, iron facility, steel facility or joint
iron and steel facility, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) on-site mobile combustion emissions;
(iii) industrial process emissions; and
(iv) flaring emissions.
14. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in
paragraphs 12 and 17.
15. For the purpose of paragraphs 10, 11 and 18, NOx releases
shall be reported by expressing the NOx as NO2 on a mass basis.
16. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the operator
shall report the emissions according to the purpose of the activity,
that is, either an industrial process or stationary fuel combustion.
17. For each of the releases reported in subparagraphs 11(i)
and 13(i), the total annual quantity, in tonnes, of those releases
that are cogeneration emissions.
18. For each of the releases reported in paragraphs 10 and 11,
the total annual quantity, in tonnes, of those releases resulting
from each activity listed below:
(i) the production of metallurgical coke;
(ii) the sintering of iron-bearing materials to yield material for
feeding a blast furnace to produce iron;
(iii) the production of iron by direct reduction;
(iv) the production of pig iron in a blast furnace;
(v) the production of liquid steel in a basic oxygen furnace;
(vi) the production of liquid steel in an electric arc furnace;
(vii) from all reheat furnaces;
(viii) from all boilers used on site;
(ix) the smelting of ilmenite ore into titanium slag and iron; and
(x) the production of titanium slag upgraded using the UGS
process.
19. The concentration of dioxins and furans in exhaust gas that
is expressed in picograms of I-TEQ per dry reference cubic metre
uncorrected for oxygen concentration, and that is determined during the 2006 calendar year by the measurement of these substances in exhaust gas released by
(i) the sintering of iron-bearing materials to yield material for
feeding a blast furnace to produce iron; and
(ii) the production of liquid steel in an electric arc furnace.
December 8, 2007
12. La quantité totale annuelle de rejets de chaque fonderie
d’ilménite, installation de production de fer, installation de production d’acier ou usine sidérurgique, pour chacune des substances suivantes :
(i) hydrocarbures aromatiques polycycliques énumérés après le
mot « incluant » à l’article 2 de la partie 3 de l’annexe 1, en
tonnes métriques;
(ii) mercure, en kilogrammes;
(iii) dioxines et furanes, en grammes d’ÉTI.
13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque fonderie d’ilménite, installation de production
de fer, installation de production d’acier ou usine sidérurgique,
pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site;
(iii) émissions de procédés industriels;
(iv) émissions de torchage.
14. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 12 et 17.
15. Pour les besoins des alinéas 10, 11 et 18, les rejets de NOx
doivent être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de poids
de NO2.
16. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, l’exploitant doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel »
ou « combustion stationnaire de combustible ».
17. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 11(i)
et 13(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets
qui sont des émissions de cogénération.
18. Pour chacun des rejets déclarés en vertu des alinéas 10
et 11, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets
provenant de chacune des activités suivantes :
(i) la production de coke métallurgique;
(ii) le frittage de matières ferreuses pour obtenir un matériau
destiné à l’alimentation d’un haut fourneau pour produire du
fer;
(iii) la production de fer par réduction directe;
(iv) la production de gueuses de fonte dans un haut fourneau;
(v) la production d’acier brut liquide dans un convertisseur basique à oxygène;
(vi) la production d’acier brut liquide dans un four électrique à
arc;
(vii) l’utilisation de tous les fours de réchauffage;
(viii) l’utilisation de toutes les chaudières sur le site;
(ix) la fusion du minerai d’ilménite pour produire une scorie de
titane et du fer;
(x) la production de scorie de titane enrichie à l’aide du procédé UGS.
19. La concentration de dioxines et de furanes dans les gaz
d’échappement exprimée en picogrammes d’ÉTI par mètre cube
de référence à sec non corrigé pour la concentration d’oxygène et
qui est déterminée au cours de l’année civile 2006 en effectuant la
mesure de ces substances dans les gaz d’échappement rejetés par :
(i) le frittage de matières ferreuses pour obtenir un matériau
destiné à l’alimentation d’un haut fourneau pour produire du
fer;
(ii) la production d’acier brut liquide dans un four électrique à
arc.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
41
Quantification method
Méthode de quantification
20. For each quantity reported under paragraphs 10 through 13
and 17 through 19, the method or methods listed below, used to
quantify those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
20. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 13
et 17 à 19, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier
ces émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii) inclusivement.
Fuel
Combustible
21. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each ilmenite smelting facility, iron facility, steel facility
or joint iron and steel facility.
21. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque fonderie d’ilménite,
installation de production de fer, installation de production d’acier
ou usine sidérurgique.
22. The total annual quantity, in SI units, of coke oven gas
used, by each activity listed below:
(i) the production of metallurgical coke;
(ii) the production of iron in a blast furnace;
(iii) the reheating of steel in a reheat furnace; and
(iv) the use of all boilers.
23. The total annual quantity, in SI units, of process gas produced by the ilmenite reduction furnace used, by each activity
listed below:
(i) the smelting of ilmenite ore into titanium slag and iron;
(ii) the production of titanium slag upgraded using the UGS
process;
(iii) the reheating of steel in a reheat furnace; and
(iv) the use of all boilers.
22. La quantité totale annuelle, en unités SI, de gaz de cokerie
utilisée par les activités suivantes :
(i) la production de coke métallurgique;
(ii) la production de fer dans un haut fourneau;
(iii) le réchauffage de l’acier dans un four de réchauffage;
(iv) l’utilisation de toutes les chaudières.
23. La quantité totale annuelle, en unités SI, de gaz de procédé
produite par le four de réduction d’ilménite utilisé, par chacune
des activités suivantes :
(i) la fusion du minerai d’ilménite pour produire une scorie de
titane et du fer;
(ii) la production de scorie de titane enrichie à l’aide du procédé UGS;
(iii) le réchauffage de l’acier dans un four de réchauffage;
(iv) l’utilisation de toutes les chaudières.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
24. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraphs 21 to 23.
24. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des
alinéas 21 à 23, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en
GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
Energy
Énergie
25. The total energy consumption, in GJ, in the 2006 calendar
year for all reheat furnaces in an ilmenite smelting facility, iron
facility, steel facility or joint iron and steel facility.
25. La consommation totale d’énergie, en GJ, au cours de
l’année civile 2006 pour tous les fours de réchauffage dans une
fonderie d’ilménite, une installation de production de fer, une
installation de production d’acier ou une usine sidérurgique.
Cogeneration
Cogénération
26. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
26. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
42
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
Feedstocks
Matières de base
27. The total annual quantity, in tonnes, of each feedstock
listed below, used at each ilmenite smelting facility, iron facility,
steel facility or joint iron and steel facility:
(i) coal;
(ii) metallurgical coke;
(iii) limestone;
(iv) dolomite;
(v) iron ore, including pellets;
(vi) sinter; and
(vii) ilmenite ore.
27. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque
matière de base énumérée ci-après utilisée à chaque fonderie d’ilménite, installation de production de fer, installation de production d’acier ou usine sidérurgique :
(i) charbon;
(ii) coke métallurgique;
(iii) pierre calcaire;
(iv) dolomite;
(v) minerai de fer, y compris les boulettes;
(vi) produit fritté;
(vii) minerai d’ilménite.
Production
Production
28. The total annual quantity, in tonnes, of each product listed
below, produced at each iron facility, steel facility or joint iron
and steel facility:
(i) metallurgical coke;
(ii) coke oven gas;
(iii) sinter;
(iv) iron;
(v) liquid steel produced using a BOF;
(vi) liquid steel produced using an EAF;
(vii) solid steel cast from liquid steel produced using a BOF;
(viii) solid steel cast from liquid steel produced using an EAF;
(ix) steel reheated in reheat furnaces; and
(x) finished product produced by hot rolling mills.
28. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque installation de
production de fer, installation de production d’acier ou usine
sidérurgique :
(i) coke métallurgique;
(ii) gaz de cokerie;
(iii) produit fritté;
(iv) fer;
(v) acier brut liquide produit dans un CBO;
(vi) acier brut liquide produit dans un FÉA;
(vii) acier calmé moulé fait d’acier brut liquide produit dans un
CBO;
(viii) acier calmé moulé fait d’acier brut liquide produit dans
un FÉA;
(ix) acier réchauffé dans des fours de réchauffage;
(x) produit fini préparé dans un laminoir à chaud.
29. The total annual quantity, in tonnes, of each product listed
below produced at each ilmenite smelting facility:
(i) iron;
(ii) steel;
(iii) titanium slag; and
(iv) titanium slag upgraded using the UGS process.
29. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque
produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque fonderie d’ilménite :
(i) fer;
(ii) acier;
(iii) scorie de titane;
(iv) scorie de titane enrichie à l’aide du procédé UGS.
Process flow sheet
Schéma simplifié des procédés
30. A process flow sheet for each iron facility, steel facility, ilmenite smelting facility, and joint iron and steel facility.
30. Un schéma simplifié des procédés pour chaque installation
de production de fer, installation de production d’acier, fonderie d’ilménite ou usine de sidérurgie.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
31. For the pollution abatement equipment in operation at the
iron and steel or ilmenite smelting facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: TPM, PM10, PM2.5, SOx,
NOx, VOCs, benzene, mercury, dioxins and furans, and polycyclic aromatic hydrocarbons that are listed after the word
“including” in Part 3 of Schedule 1; and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the
31. Concernant l’équipement antipollution en opération à l’installation de production de fer, à l’installation de production
d’acier ou à la fonderie d’ilménite au cours de l’année civile
2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM,
PM10, PM2,5, SOx, NOx, COV, benzène, mercure, dioxines et
furanes, et hydrocarbures aromatiques polycycliques énumérées
après le mot « incluant » dans la partie 3 de l’annexe 1;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
43
measurement was taken or, if the operator did not measure
that efficiency, the emissions reduction efficiency of the
equipment as specified by the manufacturer, importer or
supplier of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
a été prise ou, si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
32. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 31,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the iron and steel or ilmenite smelting facility
within the calendar years 2001 through 2006 inclusively,
which, since the measures were implemented, have prevented
the release of at least 5% of the facility’s total annual emissions
of one or more of the substances TPM, PM10, PM2.5, VOCs,
benzene, and CO2:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
32. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 31 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’installation de production de fer, à l’installation de
production d’acier ou à la fonderie d’ilménite au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur
mise en œuvre, contribué à réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs
des substances suivantes, TPM, PM10, PM2,5, COV, benzène et
CO2 :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
33. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the iron and steel or ilmenite smelting facility during the 2006
calendar year to monitor emissions of any of the substances listed
in Part 1 or Part 2 of Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
33. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions
a été utilisé à l’installation de production de fer, à l’installation de
production d’acier ou à la fonderie d’ilménite au cours de l’année
civile 2006 pour surveiller les émissions de n’importe quelles des
substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
SCHEDULE 11
ANNEXE 11
IRON ORE PELLETS
BOULETTES DE MINERAI DE FER
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of an iron ore pellet facility shall report the information required under this Schedule for the 2006 calendar year
for each iron ore pellet facility that they operate.
1. L’exploitant d’une usine de boulettes de minerai de fer doit
déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe pour
l’année civile 2006, et ce, pour chaque usine de boulettes de minerai de fer dont il est l’exploitant.
2. Pour chacune des substances suivantes, TPM, PM2,5, PM10,
NOx, SO2 et SOx, l’exploitant doit déclarer l’information requise
en vertu de la présente annexe uniquement à l’égard des substances pour lesquelles l’usine de boulettes de minerai de fer atteint
ou dépasse le seuil d’émissions correspondant pour l’année civile
2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
2. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2 and SOx,
the operator shall report the required information in this Schedule
only in respect of the substance for which the iron ore pellet facility meets or exceeds the corresponding release threshold for the
2006 calendar year.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
44
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 10 tonnes.
3. With respect to substances listed in Schedule 1 for which
there is no release threshold in this Schedule and which the facility released during the 2006 calendar year, the operator shall report the releases of those substances in accordance with the information requirements set out in this Schedule.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
10 tonnes métriques.
3. Concernant les substances énumérées à l’annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d’émissions n’est mentionné dans la présente
annexe et qui ont été rejetées par l’installation au cours de l’année
civile 2006, l’exploitant doit déclarer la quantité des émissions
conformément aux exigences établies dans la présente annexe.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“iron ore pellet facility” means a facility that processes iron ore
concentrate into iron ore pellets, but does not include the mining and crushing of iron ore, the preparation of iron ore concentrate, or the storage and shipping of feedstocks and iron ore
pellets from the facility to another location.
“production capacity” means the maximum capacity of production for which the iron ore pellet facility is designed.
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« capacité de production » Capacité maximale de production pour
laquelle l’usine de boulettes de minerai de fer a été conçue.
« usine de boulettes de minerai de fer » Usine qui transforme du
concentré de minerai de fer en boulettes de minerai de fer, mais
ne comprend pas l’extraction et le concassage du minerai de
fer, la préparation du concentré de minerai de fer ou le stockage et l’expédition des matières de base et des boulettes de
minerai de fer de l’usine à un autre emplacement.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude de l’usine de boulettes de
minerai de fer.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’usine de boulettes de minerai de fer, s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation de l’usine de boulettes de
minerai de fer.
6. Le nombre de jours pendant lesquels l’usine de boulettes de
minerai de fer était en exploitation au cours de l’année civile 2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The iron ore pellet facility’s name, longitude and latitude.
4. The iron ore pellet facility’s civic and postal addresses, if
any.
5. The year in which the iron ore pellet facility began operation.
6. The number of days during which the iron ore pellet facility
was in operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
10. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
iron ore pellet facility, of each of the substances listed in Part 1 of
Schedule 1, excluding on-site mobile combustion emissions.
10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque usine de boulettes de minerai de fer, pour chacune des
substances énumérées dans la partie 1 de l’annexe 1, excluant les
émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant
sur le site.
11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chacune des substances déclarées en vertu de l’alinéa 10 rejetées par chaque usine de boulettes de minerai de fer, pour chacune
des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
11. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
iron ore pellet facility, for each of the substances reported in
paragraph 10 for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions;
(iii) venting emissions;
Le 8 décembre 2007
(iv) flaring emissions; and
(v) fugitive emissions.
Supplément à la Gazette du Canada
45
16. For each of the releases reported in subparagraphs 11(i)
and 12(i), the total annual quantity, in tonnes, of those releases
that are cogeneration emissions.
(iii) émissions d’évacuation;
(iv) émissions de torchage;
(v) émissions fugitives.
12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque usine de boulettes de minerai de fer, pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels.
13. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 12 et 16.
14. Pour les besoins des alinéas 10 et 11, les rejets de NOx doivent être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de poids de
NO2.
15. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, l’exploitant doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel »
ou « combustion stationnaire de combustible ».
16. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 11(i)
et 12(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets
qui sont des émissions de cogénération.
Quantification method
Méthode de quantification
17. For each quantity reported under paragraphs 10 through 12
and 16, the method or methods listed below, used to quantify
those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
17. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 12
et 16, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces
émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii) inclusivement.
Fuel
Combustible
18. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each iron ore pellet facility.
18. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque usine de boulettes
de minerai de fer.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
19. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraph 18.
19. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de
l’alinéa 18, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en
GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
Cogeneration
Cogénération
12. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each iron ore pellet facility, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions; and
(ii) industrial process emissions.
13. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in
paragraphs 12 and 16.
14. For the purpose of paragraphs 10 and 11, NOx releases shall
be reported by expressing the NOx as NO2 on a mass basis.
15. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the operator
shall report the emissions according to the purpose of the activity,
that is, either an industrial process or stationary fuel combustion.
20. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
20. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
46
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
Feedstocks
Matières de base
21. The total annual quantity, in tonnes, of each feedstock
listed below, used at each iron ore pellet facility:
(i) limestone;
(ii) dolomite;
(iii) dolomitic limestone; and
(iv) bentonite.
21. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque
matière de base énumérée ci-après, utilisée à chaque usine de
boulettes de minerai de fer :
(i) pierre calcaire;
(ii) dolomite;
(iii) calcaire dolomitique;
(iv) bentonite.
Production
Production
22. The total annual quantity, in tonnes, of each product listed
below, produced at each iron ore pellet facility:
(i) acid pellets; and
(ii) fluxed pellets.
22. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque
produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque usine de boulettes de
minerai de fer :
(i) boulettes acides;
(ii) boulettes fondantes.
Production capacity
Capacité de production
23. The maximum annual production capacity, in tonnes, of
iron ore pellets produced at each iron ore pellet facility as of December 31, 2006.
23. La capacité de production maximale annuelle, en tonnes
métriques, de boulettes de minerai de fer produites à chaque usine
de boulettes de minerai de fer au 31 décembre 2006.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
24. For the pollution abatement equipment in operation at the
iron ore pellet facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: TPM, PM10, PM2.5, SOx,
and NOx; and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i);
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that
efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment as specified by the manufacturer, importer or supplier
of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
25. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 24,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the iron ore pellet facility within the calendar
years 2001 through 2006 inclusively, which, since the measures were implemented, have prevented the release of at least
5% of the facility’s total annual emissions of one or more of
the substances TPM, PM10, PM2.5, SOx, NOx, and CO2:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
24. Concernant l’équipement antipollution en opération à
l’usine de boulettes de minerai de fer au cours de l’année civile
2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM,
PM10, PM2,5, SOx et NOx;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
25. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 24 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’usine de boulettes de minerai de fer au cours des
années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur
mise en œuvre, contribué à réduire d’au moins 5 % les émissions
totales annuelles de l’usine pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM10, PM2,5, SOx, NOx et CO2 :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
47
26. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the iron ore pellet facility during the 2006 calendar year to
monitor emissions of any of the substances listed in Part 1 or
Part 2 of Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
26. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions
a été utilisé à l’usine de boulettes de minerai de fer au cours de l’année civile 2006 pour surveiller les émissions de n’importe quelles
des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
SCHEDULE 12
ANNEXE 12
LIME
CHAUX
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
The operator of a lime facility shall report the information required under this Schedule for the 2006 calendar year for each
lime facility that they operate. A person subject to this notice that
is an operator of a pit or a quarry shall not report information
under this notice associated with the operation of a pit or a quarry.
L’exploitant d’une usine de chaux doit déclarer l’information
requise en vertu de la présente annexe pour l’année civile 2006, et
ce, pour chaque usine dont il est l’exploitant. Une personne à qui
le présent avis s’applique et qui est l’exploitant d’une sablière ou
d’une carrière n’a pas à déclarer l’information relative à l’exploitation d’une sablière ou d’une carrière en vertu du présent avis.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“calcimatic lime kiln processing” means the heating, calcining
and burning, by a calcimatic lime kiln, of high-calcium limestone, or dolomitic limestone or other feedstocks, in order to
produce quicklime.
“dolomitic limestone” means limestone with at least 20% up to
and including 75% content of magnesium carbonate (MgCO3).
“dolomitic lime” means lime manufactured using dolomitic
limestone.
“double burn lime” means dolomitic lime that has been processed
twice through the calcimatic lime kiln, rotary lime kiln or vertical kiln.
“dry reference cubic metre” means a cubic metre corrected to
25°C, 101.3 kPa.
“finish processing” means the grinding, sieving or screening,
crushing and pulverization of quicklime to produce quicklime
for hydrated lime, hydrating products or lime products.
“high-calcium limestone” means limestone with less than
5% content of MgCO3.
“high-calcium lime” means lime manufactured using highcalcium limestone.
“I-TEQ” means “International Toxicity Equivalent,” a mass or
concentration which is a sum of the masses or concentrations
of individual congeners of polychlorinated dibenzo-p-dioxins
and polychlorinated dibenzofurans multiplied by the toxic
equivalency factors as set out in column 4 of Part 5 of
Schedule 1.
“lime facility” means a facility that produces lime from
limestone.
“lime hydrating” means the reacting of quicklime with water to
convert the oxides of calcium and magnesium to hydroxides.
“lime kiln dust” means lime dust produced in the course of production of dolomitic lime, double-burned lime or high-calcium
lime and sold as a product by the facility.
“preheater rotary lime kiln processing” means a process to produce quicklime in equipment that combines a preheater and a
rotary kiln and that carries out preheating, heating, calcining
and burning of high-calcium limestone, or dolomitic limestone
or other raw materials.
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« calcaire dolomitique » Calcaire ayant une concentration de carbonate de magnésium (MgCO3) de 20 à 75 %.
« chaux dolomitique » Chaux fabriquée à partir de calcaire
dolomite.
« chaux double cuisson » Chaux dolomitique traitée deux fois
dans un four à soles tournantes, un four rotatif ou un four à
cuve.
« chaux forte en calcium » Chaux fabriquée à partir de pierre
calcaire forte en calcium.
« chaux vive » Substance composée d’oxydes de calcium et de
magnésium; elle résulte de la calcination de la pierre calcaire et
est produite dans un four à chaux.
« ÉTI » « Équivalence de toxicité internationale », masse ou
concentration qui est une somme des masses ou des concentrations des congénères individuels de polychlorodibenzoparadioxines et de polychlorodibenzofuranes multipliée par les facteurs d’équivalence toxique précisés dans la colonne 4 de la
partie 5 de l’annexe 1.
« hydratation de la chaux » Réaction de la chaux vive avec l’eau
pour transformer les oxydes de calcium et de magnésium en
hydroxydes.
« mètre cube de référence à sec » Mètre cube corrigé à 25 °C, à
101,3 kPa.
« pierre calcaire forte en calcium » Pierre calcaire dont la concentration en MgCO3 est inférieure à 5 %.
« poussière de four à chaux » Poussière de chaux produite au
cours de la fabrication de chaux dolomitique, de chaux double
cuisson et de chaux forte en calcium et vendue en tant que produit par l’usine.
« préparations des matières premières » Relativement aux matières de base qui doivent être traitées dans le four à chaux, désigne la préparation des matières de base, ce qui peut comprendre le concassage, le criblage, le lavage et le tamisage.
« schéma simplifié des procédés » Diagramme montrant la relation et les mouvements des matières de base et des produits obtenus à l’usine de chaux ainsi que l’équipement servant à leur
production.
48
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
“process flow sheet” means a diagram showing the relation and
flows of feedstocks and products produced at the lime facility
and the equipment in which they are produced at the lime
facility.
“quicklime” means a substance that consists of oxides of calcium
and magnesium, which results from the calcination of limestone and is produced in a lime kiln.
“raw material preparations” means, in respect of feedstock that is
to be processed in the lime kiln, the preparation of the feedstock, which may include crushing, screening, washing, and
sieving.
“rotary lime kiln processing” means the heating, calcining and
burning, by rotary kiln, of high-calcium limestone, or dolomitic
limestone or other feedstock, in order to produce quicklime.
“straight rotary lime kiln processing” means the heating, calcining
and burning, by straight rotary kiln, of high-calcium limestone
or dolomitic limestone or other feedstock, in order to produce
quicklime.
“vertical lime kiln processing” means the heating, calcining and
burning, by vertical kiln, of limestone, dolomite or dolomitic
limestone or other feedstock, in order to produce quicklime.
« traitement dans un four à cuve (chaux) » Chauffage, calcination
et brûlage, dans un four à cuve, de la pierre calcaire, de la dolomite ou du calcaire dolomitique ou d’autres matières de base,
en vue de produire de la chaux vive.
« traitement dans un four à soles tournantes (chaux) » Chauffage,
calcination et brûlage, dans un four à soles tournantes, de la
pierre calcaire forte en calcium ou du calcaire dolomitique ou
d’autres matières de base, en vue de produire de la chaux vive.
« traitement dans un four rotatif (chaux) » Chauffage, calcination
et brûlage, dans un four rotatif, de la pierre calcaire forte en
calcium ou du calcaire dolomitique ou d’autres matières de
base, en vue de produire de la chaux vive.
« traitement dans un four rotatif à préchauffeur (chaux) » Procédé visant à produire de la chaux vive dans un appareil qui combine un préchauffeur et un four rotatif et qui effectue le préchauffage, le chauffage, la calcination et le brûlage de la pierre
calcaire forte en calcium ou du calcaire dolomitique ou d’autres
matières premières.
« traitement dans un four rotatif en ligne (chaux) » Chauffage,
calcination et brûlage, dans un four rotatif en ligne, de la pierre
calcaire forte en calcium ou du calcaire dolomitique ou d’autres
matières de base, en vue de produire de la chaux vive.
« traitement final » Broyage, tamisage ou criblage, concassage et
pulvérisation de la chaux vive pour produire de la chaux vive
pour chaux hydratée, des produits d’hydratation ou des produits
à base de chaux.
« usine de chaux » Usine qui produit de la chaux à partir de pierre
calcaire.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude de l’usine de chaux.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’usine de chaux,
s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation de l’usine de chaux.
6. Le nombre de jours pendant lesquels l’usine de chaux était
en exploitation au cours de l’année civile 2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The lime facility’s name, longitude and latitude.
4. The lime facility’s civic and postal addresses, if any.
5. The year in which the lime facility began operation.
6. The number of days during which the lime facility was in
operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
10. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
lime facility, of each of the substances listed in Part 1 of Schedule 1. This total quantity shall not include on-site mobile combustion emissions.
10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque usine de chaux, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l’annexe 1. Cette quantité totale ne doit
pas inclure les émissions liées aux activités de combustion mobile
se produisant sur le site.
11. La quantité totale annuelle des substances ci-après rejetée
par chaque usine de chaux :
(i) mercure, en kilogrammes;
(ii) dioxines et furanes, en grammes d’ÉTI.
11. The total annual quantity of releases of the following substances from each lime facility:
(i) mercury, in kilograms; and
(ii) dioxins and furans, in grams of I-TEQ.
Le 8 décembre 2007
12. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
lime facility, of TPM, PM10, PM2.5, NOx, and SO2 for each source
category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions; and
(iii) fugitive emissions.
13. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each lime facility, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions; and
(ii) industrial process emissions.
14. The total annual quantity, in tonnes, of releases for each of
the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, and CO2, from the
production of each type of lime listed below:
(i) high-calcium lime;
(ii) dolomitic lime; and
(iii) double burn lime.
15. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in
paragraphs 13, 14, 18 and 21.
16. For the purpose of paragraphs 10, 12, 14 and 18, NOx releases shall be reported by expressing the NOx as NO2 on a mass
basis.
17. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the operator
shall report the emissions according to the purpose of the activity,
that is, either an industrial process or stationary fuel combustion.
18. The total annual quantity, in tonnes, of releases of TPM,
PM2.5, PM10, NOx, SOx, SO2, and CO2 from each stack that releases emissions from one or more of the activities listed below.
For each stack for which a quantity is reported, the operator shall
identify the activities whose emissions are vented via that stack:
(i) rotary lime kiln processing;
(ii) calcimatic lime kiln processing;
(iii) vertical lime kiln processing;
(iv) preheater rotary lime kiln processing;
(v) straight rotary lime kiln processing;
(vi) lime hydrating;
(vii) raw material preparations; and
(viii) finish grinding.
19. The total annual average concentration, in milligrams per
dry reference cubic metre corrected to 11% oxygen concentration
by volume, of TPM, PM2.5, and PM10 releases from each stack
referred to in paragraph 18.
20. The total annual average concentration of mercury, in
micrograms per dry reference cubic metre corrected to 11% oxygen concentration by volume, and of dioxins and furans, in picograms of I-TEQ per dry reference cubic metre corrected to 11%
oxygen concentration by volume, releases from each stack venting the activities listed below:
(i) rotary lime kiln processing;
(ii) calcimatic lime kiln processing;
(iii) vertical lime kiln processing;
(iv) preheater rotary kiln processing; and
(v) straight rotary lime kiln processing.
Supplément à la Gazette du Canada
49
12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de TPM, de PM10, de PM2,5, de NOx et de SO2 de chaque usine de
chaux pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions fugitives.
13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque usine de chaux, pour chacune des catégories
suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels.
14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de TPM, de PM2,5, de PM10, de NOx, de SO2 et de CO2 provenant
de la production de chaque type de chaux décrit ci-après :
(i) chaux forte en calcium;
(ii) chaux dolomitique;
(iii) chaux double cuisson.
15. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 13, 14, 18
et 21.
16. Pour les besoins des alinéas 10, 12, 14 et 18, les rejets de
NOx doivent être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de
poids de NO2.
17. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, l’exploitant doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel »
ou « combustion stationnaire de combustible ».
18. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de TPM,
de PM2,5, de PM10, de NOx, de SOx, de SO2 et de CO2 rejetée par
chaque cheminée qui rejette des émissions provenant d’une ou de
plusieurs des activités énumérées ci-après. Pour chaque cheminée
pour laquelle une quantité est déclarée, l’exploitant doit préciser
les activités dont les émissions sont rejetées par ladite cheminée :
(i) traitement dans un four rotatif (chaux);
(ii) traitement dans un four à soles tournantes (chaux);
(iii) traitement dans un four à cuve (chaux);
(iv) traitement dans un four rotatif à préchauffeur (chaux);
(v) traitement dans un four rotatif en ligne (chaux);
(vi) hydratation de la chaux;
(vii) préparation des matières premières;
(viii) broyage de finition.
19. La concentration moyenne totale annuelle, en milligrammes
par mètre cube de référence à sec corrigé à une concentration de
11 % d’oxygène par volume, des rejets de TPM, de PM2,5 et de
PM10 de chaque cheminée mentionnée à l’alinéa 18.
20. La concentration moyenne totale annuelle des rejets de
mercure, en microgrammes par mètre cube de référence à sec
corrigé à une concentration de 11 % d’oxygène par volume, et des
rejets de dioxines et de furanes, en picogrammes d’ÉTI par mètre
cube de référence à sec corrigé à une concentration d’oxygène de
11 % par volume, de chaque cheminée provenant des activités
suivantes :
(i) traitement dans un four rotatif (chaux);
(ii) traitement dans un four à soles tournantes (chaux);
(iii) traitement dans un four à cuve (chaux);
(iv) traitement dans un four rotatif à préchauffeur;
(v) traitement dans un four rotatif en ligne (chaux).
50
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
21. For each of the releases reported in subparagraphs 12(i)
and 13(i), the total annual quantity, in tonnes, of those releases
that are cogeneration emissions.
22. Total annual quantity, in tonnes, of CO2 industrial process
emissions resulting from the calcination or dissolution of
carbonates.
23. The total annual quantity, in tonnes, of fugitive emissions
of TPM, PM2.5 and PM10, for each of the sub-categories listed
below:
(i) storage emissions; and
(ii) loading and unloading emissions.
21. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 12(i)
et 13(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets
qui sont des émissions de cogénération.
22. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d’émissions de procédés industriels de CO2 rejetées par la calcination ou
la dissolution des carbonates.
23. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d’émissions fugitives de TPM, de PM2,5 et de PM10 rejetées par chacune
des sous-catégories suivantes :
(i) émissions provenant du stockage;
(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement.
Quantification method
Méthode de quantification
24. For each quantity reported under paragraphs 10 through 14
and 18 through 23, the method or methods listed below, used to
quantify those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
24. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 14
et 18 à 23, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier
ces émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii) inclusivement.
Fuel
Combustible
25. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each lime facility.
25. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque usine de chaux.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
26. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraph 25.
26. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de
l’alinéa 25, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par
unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.
Cogeneration
Cogénération
27. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
27. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
Feedstocks
Matières de base
28. The total annual quantity, in tonnes, of each feedstock
listed below, used at each lime facility:
(i) high calcium limestone; and
(ii) dolomitic limestone.
28. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque
matière de base énumérée ci-après, utilisée à chaque usine de
chaux :
(i) pierre calcaire forte en calcium;
(ii) calcaire dolomitique.
Production
Production
29. The total annual quantity, in tonnes, of each lime product
type listed below produced at each lime facility:
(i) high calcium lime;
(ii) dolomitic lime;
29. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque
type de chaux énuméré ci-après, fabriqué à chaque usine de chaux :
(i) chaux forte en calcium;
(ii) chaux dolomitique;
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
51
(iii) double burn lime; and
(iv) lime kiln dust.
30. The total annual quantity, in tonnes, of quicklime produced
by each activity listed below:
(i) rotary lime kiln processing;
(ii) calcimatic lime kiln processing;
(iii) vertical lime kiln processing;
(iv) preheater rotary lime kiln processing; and
(v) straight rotary lime kiln processing.
(iii) chaux double cuisson;
(iv) poussière de four à chaux.
30. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaux
vive produite par les activités suivantes :
(i) traitement dans un four rotatif (chaux);
(ii) traitement dans un four à soles tournantes (chaux);
(iii) traitement dans un four à cuve (chaux);
(iv) traitement dans un four rotatif à préchauffeur (chaux);
(v) traitement dans un four rotatif en ligne (chaux).
Process flow sheet
Schéma simplifié des procédés
31. A process flow sheet for each lime facility.
31. Un schéma simplifié des procédés pour chaque usine de
chaux.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
32. For the pollution abatement equipment in operation at the
lime facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: TPM, PM10, PM2.5, SOx,
NOx, and mercury; and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that
efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment as specified by the manufacturer, importer or supplier
of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
33. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 32,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the lime facility within the calendar years 2001
through 2006 inclusively, which, since the measures were implemented, have prevented the release of at least 5% of the facility’s total annual emissions of one or more of the substances
TPM, PM10, PM2.5, SOx, NOx, and CO2:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
32. Concernant l’équipement antipollution en opération à
l’usine de chaux au cours de l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de
réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM,
PM10, PM2,5, SOx, NOx et mercure;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise, ou, si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
34. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the lime facility during the 2006 calendar year to monitor
emissions of any of the substances listed in Part 1 or Part 2 of
Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
33. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 32 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’usine de chaux au cours des années civiles 2001 à
2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre,
contribué à réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances
suivantes, TPM, PM10, PM2,5, SOx, NOx et CO2 :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
34. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions
a été utilisé à l’usine de chaux au cours de l’année civile 2006
pour surveiller les émissions de n’importe quelles des substances
énumérées dans la partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
Supplement to the Canada Gazette
52
December 8, 2007
SCHEDULE 13
ANNEXE 13
NATURAL GAS TRANSMISSION, DISTRIBUTION
AND STORAGE
TRANSPORT, DISTRIBUTION ET STOCKAGE
DU GAZ NATUREL
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of a natural gas facility shall report the information required under this Schedule for the 2006 calendar year
for each province within which a natural gas facility was operated
during that calendar year separately for each natural gas facility.
1. L’exploitant d’une installation de gaz naturel doit déclarer
l’information requise en vertu de la présente annexe pour l’année
civile 2006 pour chaque province dans laquelle une installation de
gaz naturel a été exploitée pendant cette année civile, et ce, séparément pour chaque installation de gaz naturel.
2. L’exploitant ne doit déclarer cette information que pour chaque installation de gaz naturel dont les émissions totales de gaz
à effet de serre pendant l’année civile 2006 atteignaient ou dépassaient le seuil d’émissions de 500 tonnes métriques calculé
annuellement et exprimé en équivalent en dioxyde de carbone
(équivalent CO2).
3. Afin de déterminer si une installation de gaz naturel atteint
ou dépasse le seuil d’émissions pour le total de gaz à effet de
serre décrit à l’alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe,
l’équation suivante doit être utilisée :
2. The operator shall only report for each natural gas facility
whose total emissions of greenhouse gases were equal to or exceeded a release threshold of 500 tonnes during the 2006 calendar
year calculated on an annual basis and expressed as carbon dioxide equivalent (CO2eq).
3. For the purposes of determining whether a natural gas facility meets or exceeds the release threshold for total greenhouse
gases set out in paragraph 2 of Part 1 of this Schedule, the following equation is to be used:
i
(
)
i
(
)
i
(
)
i
(
)
TotalCO2eq = ∑ ECO2 × GWPCO2 i + ∑ ECH 4 × GWPCH 4 i +
ÉquivalentCO2Total = ∑ ECO2 × PRPCO2 i + ∑ ECH 4 × PRPCH 4 i +
∑ (E
∑ (E
1
i
1
N 2O
× GWPN 2 O
1
)
i
1
i
1
N 2O
× PRPN 2O
1
)
i
where
E = total releases of a particular gas or gas species from the
natural gas facility in the 2006 calendar year, expressed in
tonnes
i = each emission source and
GWP = global warming potential set out in column 4 of Part 2
of Schedule 1
où :
E = émissions totales d’un gaz ou d’une espèce de gaz donné
provenant de l’installation de gaz naturel pendant l’année
civile 2006, exprimées en tonnes métriques
i = chaque source d’émission
PRP = potentiel de réchauffement planétaire figurant dans la
colonne 4 de la partie 2 de la présente annexe.
4. CO2 emissions from the combustion of biomass and from the
decomposition of biomass shall not be included in the determination of total emissions for the purposes of establishing whether a
natural gas facility meets or exceeds the release threshold.
4. Les émissions de CO2 provenant de la combustion de la biomasse et de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
prises en compte dans le calcul des émissions totales lorsqu’il
s’agit de déterminer si une installation de gaz naturel atteint ou
dépasse le seuil d’émissions.
5. Pour les substances suivantes, TPM, PM2,5, PM10, NOx, SO2,
SOx et COV, l’exploitant répondant aux critères établis aux alinéas 1 et 2 de la partie 1 de la présente annexe doit déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe uniquement à
l’égard des substances pour lesquelles l’installation de gaz naturel
atteint ou dépasse le seuil d’émissions correspondant pour l’année
civile 2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
10 tonnes métriques.
5. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, SOx, and
VOCs, the operator that meets the criteria set out in paragraphs 1
and 2 of Part 1 of this Schedule shall report the required information in this Schedule only in respect of the substance for which
the natural gas facility meets or exceeds the corresponding release
threshold for the 2006 calendar year.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 10 tonnes.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
53
6. With respect to substances listed in Schedule 1 for which
there is no release threshold in this Schedule and which the facility released during the 2006 calendar year, the operator shall report the releases of those substances in accordance with the information requirements set out in this Schedule.
6. Concernant les substances énumérées à l’annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d’émissions n’est mentionné dans la présente
annexe et qui ont été rejetées par l’installation au cours de l’année
civile 2006, l’exploitant doit déclarer la quantité des émissions
conformément aux exigences établies dans la présente annexe.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“average distance of haul” means the average distance over which
natural gas is transmitted.
“carbon dioxide equivalent (CO2eq)” means an amount of a substance, as set out in paragraph 3 of Part 1 of this Schedule, reported in units of mass, and multiplied by the global warming
potential (GWP) set out in column 4 of Part 2 of Schedule 1.
“cogeneration unit” means a stationary fuel combustion device
which simultaneously generates electrical or mechanical energy, and thermal energy that is
(i) used by the operator of the facility where the cogeneration unit is located; or
(ii) transferred to another facility for use by that facility.
“custody transfer point” means the location where control of
marketable natural gas is transferred from one person to
another.
“emergency diesel engine” means a diesel engine whose purpose
is to provide electrical power to a facility in the event of an interruption of grid-supplied electricity. An emergency diesel engine cannot operate more than 300 hours a year.
“greenhouse gases” means carbon dioxide, which has the molecular formula CO2, methane, which has the molecular formula
CH4, and nitrous oxide, which has the molecular formula N2O.
“main pipe” means any pipe within a natural gas distribution
facility which is used to distribute marketable natural gas, but
which is not used to distribute that gas directly to the end user.
“marketable natural gas” means natural gas that
(i) contains at least 90% methane; and
(ii) meets specifications for transport by a pipeline regulated
by the National Energy Board Act, the Canada Oil and Gas
Operations Act, the Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Resources Accord Implementation Act, the CanadaNewfoundland Atlantic Accord Implementation Act, the Territorial Lands Act, or by the legislation of a province.
“natural gas distribution facility” means a facility that
(i) distributes marketable natural gas downstream of a natural gas transmission facility at the point where the operator
of the natural gas distribution facility lowers the pressure of
the marketable natural gas, in order to distribute that gas to
the end user; or
(ii) distributes marketable natural gas to the end user, at a
pressure of less than 200 pounds per square inch,
but excludes a natural gas storage facility.
“natural gas facility” means one of the following: a natural gas
transmission facility, a natural gas distribution facility, or a
natural gas storage facility.
“natural gas gathering system” means a type of an upstream oil
and gas facility consisting of natural gas lines that are used to
move products from one facility to another, upstream of a natural gas straddle plant, and may include compressors to maintain or increase the flowing pressure of the natural gas, line
heaters, equipment for measurement, dehydrators for the control of hydrates and storage containers.
“natural gas storage facility” means a facility that stores
(i) marketable natural gas underground in a depleted natural
gas reservoir, an aquifer or a salt cavern; or
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« conduite principale » Toute conduite d’une installation de distribution du gaz naturel utilisée pour distribuer du gaz naturel
marchand, mais qui n’est pas utilisée pour distribuer du gaz directement à l’utilisateur final.
« distance moyenne du trajet » Distance moyenne à laquelle le
gaz naturel est transporté.
« équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO2) » Quantité
d’une substance, indiquée à l’alinéa 3 de la partie 1 de la présente annexe, exprimée en unités de masse et multipliée par le
potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant dans la
colonne 4 de la partie 2 de l’annexe 1.
« gaz à effet de serre » Dioxyde de carbone, dont la formule moléculaire est CO2 méthane, dont la formule moléculaire est CH4
et oxyde nitreux, dont la formule moléculaire est N2O.
« gaz naturel marchand » Gaz naturel qui :
(i) contient au moins 90 % de méthane;
(ii) répond aux exigences prescrites en matière de transport
par pipeline réglementé par la Loi sur l’Office national de
l’énergie, la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, la
Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada — NouvelleÉcosse sur les hydrocarbures extracôtiers, la Loi de mise en
œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve, la Loi
sur les terres territoriales ou par les lois d’une province.
« gaz naturel non corrosif » Gaz naturel dont la teneur en sulfure
d’hydrogène (H2S) est égale ou inférieure à 10 moles par kilomole (mol/kmol).
« installation de chevauchement de gaz naturel » Type d’installation de production de pétrole et gaz en amont située le long
des gazoducs et qui extrait les liquides de gaz naturel et
d’autres substances du gaz naturel.
« installation de distribution de gaz naturel » Installation qui :
(i) distribue du gaz naturel marchand en aval d’une installation de transport de gaz naturel au point où l’exploitant
d’une installation de distribution de gaz naturel diminue la
pression du gaz naturel marchand afin de le distribuer à
l’utilisateur final;
(ii) distribue du gaz naturel marchand à l’utilisateur final à
une pression inférieure à 200 lb/po2,
mais exclut les installations de stockage du gaz naturel.
« installation de gaz naturel » L’une ou l’autre des installations suivantes : installation de transport du gaz naturel, installation de distribution du gaz naturel ou installation de stockage du gaz naturel.
« installation de stockage du gaz naturel » Installation qui :
(i) stocke sous terre le gaz naturel marchand dans un gisement
de gaz naturel épuisé, un aquifère ou une caverne de sel;
(ii) stocke le gaz naturel marchand sous forme liquéfiée.
« installation de traitement du gaz naturel acide » Type d’installation de production de pétrole et gaz en amont qui extrait l’hélium,
l’éthane ou les liquides de gaz naturel du gaz naturel acide en
vue de la production de gaz naturel marchand.
« installation de transport du gaz naturel » Installation qui transporte du gaz naturel marchand entre le point de réception (un
réseau collecteur de gaz naturel non corrosif, une autre installation de transport du gaz naturel, une installation de chevauchement de gaz naturel ou une installation de traitement du gaz
naturel acide) et une installation de distribution de gaz naturel,
54
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
(ii) marketable natural gas in a liquefied form.
“natural gas straddle plant” means a type of upstream oil and gas
facility that is located along natural gas pipelines and that extracts natural gas liquids and other substances from natural gas.
“natural gas transmission facility” means a facility that transports
marketable natural gas from a receipt point, such as a sweet
natural gas gathering system, another natural gas transmission
facility, a natural gas straddle plant, or a sour natural gas processing plant, to a natural gas distribution facility, a custody
transfer point, or a sales point but excludes a natural gas storage facility.
“sour natural gas processing plant” means a type of an upstream
oil and gas facility that extracts helium, ethane or natural gas
liquids from sour natural gas, in order to produce marketable
natural gas.
“sweet natural gas” means natural gas with a hydrogen sulphide
(H2S) concentration of 10 moles per kilomole (mol/kmol) or
less.
un point de transfert fiduciaire ou un point de vente, mais exclut les installations de stockage du gaz naturel.
« moteur diesel de secours » Moteur diesel servant à fournir de
l’énergie électrique à une installation en cas de panne d’électricité d’un réseau de distribution. La durée maximale de fonctionnement d’un moteur diesel de secours est de 300 heures par
an.
« point de transfert fiduciaire » Point où s’effectue le transfert
entre deux personnes de la propriété du gaz naturel marchand.
« réseau collecteur de gaz naturel » Type d’installation de production de pétrole et gaz en amont composée de canalisations de
gaz naturel utilisées pour transporter les produits d’une installation à l’autre, en amont d’une installation de chevauchement de
gaz naturel, et peut comprendre des compresseurs pour maintenir ou accroître la pression d’écoulement du gaz naturel, des
réchauffeurs de canalisations, des appareils de mesure, des
déshydrateurs pour contrôler les hydrates et des appareils de
stockage.
« unité de cogénération » Appareil de combustion stationnaire de
combustible qui produit simultanément de l’énergie électrique
ou mécanique et de l’énergie thermique qui est :
(i) utilisée par l’exploitant de l’installation où se trouve
l’unité de cogénération;
(ii) transférée pour être utilisée par une autre installation.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom de l’installation de gaz naturel.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’installation de
gaz naturel, s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation de l’installation de gaz
naturel.
6. Le nombre de jours pendant lesquels l’installation de gaz naturel était en exploitation au cours de l’année civile 2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The natural gas facility’s name.
4. The natural gas facility’s civic and postal addresses, if any.
5. The year in which the natural gas facility began operation.
6. The number of days during which the natural gas facility
was in operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
10. The identification number for the natural gas transmission
and distribution facility in cases where a unique identifier has
been issued by a province, by the Canada-Nova Scotia Offshore
Petroleum Board, by the National Energy Board, or by the
Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum Resources Board.
11. The type of natural gas facility for which the report is being
submitted, being one of the following:
(i) natural gas distribution facility;
(ii) natural gas transmission facility; or
(iii) natural gas storage facility.
10. Le numéro d’identification de l’installation de transport et de
distribution de gaz naturel dans les cas où un identificateur unique a
été émis par un gouvernement provincial, l’Office Canada —
Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, l’Office national
de l’énergie ou l’Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des
hydrocarbures extracôtiers.
11. Le type d’installation de gaz naturel qui fait l’objet du rapport, soit :
(i) une installation de distribution du gaz naturel;
(ii) une installation de transport du gaz naturel;
(iii) une installation de stockage du gaz naturel.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
55
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
12. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
natural gas facility of each of the substances listed in Part 1 of
Schedule 1, excluding on-site mobile combustion emissions.
19. For each of the releases reported in subparagraph 13(i) and
paragraph 14, the total annual quantity, in tonnes, of those releases that are cogeneration emissions.
20. For each of the CH4 releases reported in subparagraph 16(ii),
the total annual quantity, in tonnes, of those releases resulting
from equipment leak emissions.
12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque installation de gaz naturel, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l’annexe 1, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur
le site.
13. Pour chacune des substances déclarées en vertu de l’alinéa 12, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions d’évacuation;
(iii) émissions de torchage;
(iv) émissions fugitives.
14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 provenant des émissions de combustion stationnaire de
combustible pour chaque installation de gaz naturel.
15. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque installation de transport du gaz naturel, pour
chacune des catégories suivantes :
(i) émissions d’évacuation;
(ii) émissions de torchage.
16. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CH4 de chaque installation de gaz naturel, pour chacune des
catégories suivantes :
(i) émissions d’évacuation;
(ii) émissions fugitives.
17. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 14, 15
et 19.
18. Pour les besoins des alinéas 12 et 13, les rejets de NOx doivent être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de poids de
NO2.
19. Pour chacun des rejets déclarés au sous-alinéa 13(i) et à
l’alinéa 14, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des
rejets qui sont des émissions de cogénération.
20. Pour chacun des rejets de CH4 déclarés au sous-alinéa 16(ii),
la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont
des émissions provenant de fuites de l’équipement.
Quantification method
Méthode de quantification
21. For each quantity reported under paragraphs 12 through 16,
19 and 20, the method or methods listed below, used to quantify
those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
21. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 12 à 16
et 19 et 20, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier
ces émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii) inclusivement.
Fuel
Combustible
22. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used at each natural gas facility.
22. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée à
chaque installation de gaz naturel.
13. The total annual quantity, in tonnes, of releases for each of
the substances reported in paragraph 12, for each source category
listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) venting emissions;
(iii) flaring emissions; and
(iv) fugitive emissions.
14. The total annual quantity, in tonnes, of releases of CO2 stationary fuel combustion emissions from each natural gas facility.
15. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each natural gas transmission facility, for each source category
listed below:
(i) venting emissions; and
(ii) flaring emissions.
16. The total annual quantity, in tonnes, of CH4 releases from
each natural gas facility, for each source category listed below:
(i) venting emissions; and
(ii) fugitive emissions.
17. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in
paragraphs 14, 15 and 19.
18. For the purpose of paragraphs 12 and 13, NOx releases shall
be reported by expressing the NOx as NO2 on a mass basis.
56
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
23. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each natural gas facility.
23. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque installation de gaz
naturel.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
24. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraphs 22 and 23.
24. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des
alinéas 22 et 23, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel,
en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
Electricity
Électricité
25. The total annual quantity of electricity produced at each
natural gas facility, in MWh.
26. The total annual quantity of electricity transferred off-site
from each natural gas facility, in MWh.
27. The total annual quantity of electricity received by each
natural gas facility, in MWh.
25. La quantité totale annuelle d’électricité produite à chaque
installation de gaz naturel, en MWh.
26. La quantité totale annuelle d’électricité transférée hors site
par chaque installation de gaz naturel, en MWh.
27. La quantité totale annuelle d’électricité reçue par chaque
installation de gaz naturel, en MWh.
Cogeneration
Cogénération
28. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) mechanical energy generated, in MWh;
(iv) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(v) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
28. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) la quantité totale annuelle d’énergie mécanique produite,
en MWh;
(iv) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(v) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette
en fonction de la méthode du combustible imputable à l’électricité, en GJ/MWh.
Other
Autres
29. For natural gas transmission facilities, the total annual
quantity, in thousand m3 and in GJ, of marketable natural gas
transported.
30. For natural gas transmission facilities, the average distance
of haul, in kilometres, of marketable natural gas or the total
length, in kilometres, of pipe used for the transmission of marketable natural gas.
31. For natural gas distribution facilities, the total annual
quantity, in thousand m3 and in GJ, of marketable natural gas
distributed.
32. For natural gas distribution facilities, the total length, in
kilometres, of main pipe used for the distribution of marketable
natural gas.
33. Identify if the natural gas facility has implemented an inspection or a maintenance program to prevent, reduce, or eliminate fugitive emissions of VOCs or methane.
34. The temperature, in °C, and pressure, in kPa, at which the
gas volumes reported in paragraphs 29 and 31 are quantified.
29. Pour les installations de transport de gaz naturel, la quantité
totale annuelle de gaz naturel marchand transporté, en milliers de
m3 et en GJ.
30. Pour les installations de transport de gaz naturel, la distance
moyenne du trajet du gaz naturel marchand, en kilomètres, ou la
longueur totale, en kilomètres, des conduites utilisées pour le
transport du gaz naturel marchand.
31. Pour les installations de distribution de gaz naturel, la quantité totale annuelle de gaz naturel marchand distribué, en milliers
de m3 et en GJ.
32. Pour les installations de distribution de gaz naturel, la longueur totale, en kilomètres, de la conduite principale utilisée pour
la distribution du gaz naturel marchand.
33. Indiquer si l’installation de gaz naturel a mis en œuvre un
programme d’inspection ou d’entretien pour prévenir, réduire ou
éliminer les émissions fugitives de COV ou de méthane.
34. La température, en °C, et la pression, en kPa, auxquelles les
volumes de gaz déclarés aux alinéas 29 et 31 sont quantifiés.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
35. For the pollution abatement equipment in operation at the
natural gas facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of NOx;
(ii) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that
35. Concernant l’équipement antipollution en opération à l’installation de gaz naturel au cours de l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de NOx de
l’installation;
(ii) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure a
Le 8 décembre 2007
efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment
as specified by the manufacturer, importer or supplier of that
equipment; and
(iii) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
36. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 35,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the natural gas facility within the calendar
years 2001 through 2006 inclusively, which, since the measures were implemented, have prevented the release of at least 5%
of the facility’s total annual emissions of one or more of the
substances VOCs and CH4:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
Supplément à la Gazette du Canada
57
été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
(iii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
36. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 35 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’installation de gaz naturel au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en
œuvre, contribué à réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, COV et CH4 :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
Reciprocating engines
Moteurs alternatifs
37. The total annual quantity, in tonnes, of NOx and CO2 releases from each equipment category listed below:
(i) reciprocating engines with a rated power of equal to or
greater than 600 kW;
(ii) gas turbines with a rated power of less than 3 MW;
(iii) gas turbines with a rated power of equal to or greater than
3 MW and less than 20 MW;
(iv) gas turbines with a rated power equal to or greater than
20 MW; and
(v) diesel engines (excluding emergency diesel engines and
diesel engines used exclusively for fire protection purposes).
37. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de NOx et de CO2 pour chacune des catégories d’équipement
suivantes :
(i) moteurs alternatifs d’une puissance nominale égale ou supérieure à 600 kW;
(ii) turbines à gaz d’une puissance nominale inférieure à
3 MW;
(iii) turbines à gaz d’une puissance nominale égale ou supérieure à 3 MW et inférieure à 20 MW;
(iv) turbines à gaz d’une puissance nominale égale ou supérieure à 20 MW;
(v) moteurs diesels (à l’exclusion des moteurs diesels de secours et des moteurs diesels utilisés exclusivement aux fins de
protection contre l’incendie).
38. Le nombre total de moteurs alternatifs d’une puissance
nominale supérieure à 600 kW pour chacune des catégories
suivantes :
(i) moteurs alternatifs fonctionnant au gaz naturel;
(ii) moteurs alternatifs fonctionnant à un combustible autre que
le gaz naturel;
(iii) moteurs alternatifs deux temps à mélange pauvre;
(iv) moteurs alternatifs quatre temps à mélange pauvre;
(v) moteurs alternatifs quatre temps à mélange riche.
39. Pour les moteurs alternatifs déclarés à l’alinéa 38, indiquer :
(i) les types de dispositif de contrôle des émissions utilisés;
(ii) la substance précisée à l’annexe 1 contrôlée par chaque
type de dispositif de contrôle des émissions;
(iii) s’il y a un programme d’entretien du dispositif de contrôle
des émissions et, le cas échéant, si le programme est conforme
aux recommandations ou aux directives du fabricant.
38. The total number of reciprocating engines with a rated
power greater than 600 KW for each category listed below:
(i) reciprocating engines operating with natural gas;
(ii) reciprocating engines operating with a fuel other than natural gas;
(iii) reciprocating engines that are 2 stroke lean burn;
(iv) reciprocating engines that are 4 stroke lean burn; and
(v) reciprocating engines that are 4 stroke rich burn.
39. For the reciprocating engines reported in paragraph 38,
(i) the types of emission control equipment used;
(ii) the Schedule 1 substance that is controlled by each type of
emission control equipment; and
(iii) indicate whether or not there is a maintenance program for
the emission control equipment and, if so, whether or not the
program is consistent with the manufacturer’s recommendations or instructions.
Gas turbines
Turbines à gaz
40. The total number of gas turbines with a rated power of less
than 3 MW, turbines with a rated power equal to or greater than
40. Le nombre total de turbines à gaz dont la puissance nominale est inférieure à 3 MW, de turbines dont la puissance nominale
58
Supplement to the Canada Gazette
3 MW and less than 20 MW, and turbines with a rated power of
equal to or greater than 20 MW for each category listed below:
(i) gas turbines operating with natural gas; and
(ii) gas turbines operating with a fuel other than natural gas,
and specify that fuel.
41. For the gas turbines reported in paragraph 40,
(i) the types of emission control equipment used;
(ii) the Schedule 1 substance that is controlled by each type of
emission control equipment; and
(iii) indicate whether or not there is a maintenance program for
the emission control equipment and, if so, whether or not the
program is consistent with the manufacturer’s recommendations or instructions.
December 8, 2007
est égale ou supérieure à 3 MW et inférieure à 20 MW et de turbines dont la puissance nominale est égale ou supérieure à
20 MW pour chacune des catégories suivantes :
(i) turbines à gaz fonctionnant au gaz naturel;
(ii) turbines à gaz fonctionnant à un combustible autre que le
gaz naturel (préciser le combustible).
41. Pour les turbines à gaz déclarées à l’alinéa 40, indiquer :
(i) les types de dispositif de contrôle des émissions utilisés;
(ii) la substance précisée à l’annexe 1 contrôlée par chaque
type de dispositif de contrôle des émissions;
(iii) s’il y a un programme d’entretien du dispositif de contrôle
des émissions et, le cas échéant, si le programme est conforme
aux recommandations ou aux directives du fabricant.
SCHEDULE 14
ANNEXE 14
OIL SANDS
SABLES BITUMINEUX
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of an oil sands facility shall report the information required under this Schedule for the 2006 calendar year for
each oil sands facility that they operate.
2. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, SOx, and
VOCs, the operator shall report the required information in this
Schedule only in respect of the substance for which the oil sands
facility meets or exceeds the corresponding release threshold for
the 2006 calendar year.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 10 tonnes.
3. With respect to substances listed in Schedule 1 for which
there is no release threshold in this Schedule and which the facility released during the 2006 calendar year, the operator shall report the releases of those substances in accordance with the information requirements set out in this Schedule.
1. L’exploitant d’une installation de sables bitumineux doit déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe pour
l’année civile 2006, et ce, pour chaque installation dont il est
l’exploitant.
2. Pour les substances suivantes, TPM, PM2,5, PM10, NOx, SO2,
SOx et COV, l’exploitant doit déclarer l’information requise en
vertu de la présente annexe uniquement à l’égard des substances
pour lesquelles l’installation de sables bitumineux atteint ou dépasse le seuil d’émissions correspondant pour l’année civile 2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement – 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
10 tonnes métriques.
3. Concernant les substances énumérées à l’annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d’émissions n’est mentionné dans la présente
annexe et qui ont été rejetées par l’installation au cours de l’année
civile 2006, l’exploitant doit déclarer la quantité des émissions
conformément aux exigences établies dans la présente annexe.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“bitumen” means crude oil having a density greater than or equal
to 1 000 kg/m3.
“block flow diagram” means a diagram that sets out the process
units at an oil sands facility and that shows the interconnections
and production relationships between those units.
“cold bitumen” means bitumen that is extracted from underground without the use of thermal or solvent-base extraction
methods.
“cooling tower emissions” means releases of fugitive emissions
from an open water recirculating device that uses fans or natural
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« autres émissions liées aux activités de combustion mobile se
produisant sur le site » Différence arithmétique entre les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant
sur le site et les émissions de l’équipement mobile d’exploitation minière.
« bitume » Pétrole brut dont la densité est supérieure ou égale à
1 000 kg/m3.
« bitume froid » Bitume extrait du sous-sol sans avoir recours à
des méthodes d’extraction thermique ou d’extraction à l’aide
de solvant.
Le 8 décembre 2007
draft to draw or force ambient air through the device to cool
water.
“diluent” means a hydrocarbon liquid used to dilute bitumen or
heavy crude oil in order to decrease the viscosity of the bitumen or heavy crude oil.
“extraction solvents” means hydrocarbon liquids or other solvents
used to extract bitumen from bitumen-containing sand or rock
at an oil sands facility.
“heavy crude oil” means crude oil that has a density of between
900 and 1 000 kg/m3.
“hydrogen generation unit” means a process unit where hydrogen
and carbon monoxide are produced through steam methane reforming and where carbon monoxide is converted to carbon dioxide by the shift reaction.
“in-situ methods” mean methods that extract bitumen from underground, including steam-assisted gravity drainage (SAGD),
cyclic steam stimulation (CSS), vapour extraction process
(VAPEX), and Toe-to-Heel Air Injection (THAI™), but excluding cold heavy crude oil production with sand (CHOPS) and
other non-thermal non-solvent based methods.
“mine face emissions” means releases of fugitive emissions from
the surface of bitumen-containing sand or rock that the operator
of an oil sands facility exposed during or as a result of surface
mining.
“mobile mining equipment” means a vehicle or other mobile machinery with an internal combustion engine that is used, during
the surface mining of the bitumen or the bitumen-containing
sand,
(i) for the extraction of substances in or substances overlaying a deposit of bitumen; or
(ii) for the conveyance of substances referred to in subparagraph (i).
“mobile mining equipment emissions” means releases from the
use of mobile mining equipment.
“oil sands facility” means a facility that engages in
(i) the extraction of bitumen through surface mining and includes the processing of bitumen to remove sand and water;
(ii) the extraction of bitumen through in-situ methods and includes the processing of bitumen to remove sand and water;
or
(iii) upgrading.
“other on-site mobile combustion emissions” means the arithmetic difference between on-site mobile combustion emissions
and mobile mining equipment emissions.
“shift reaction” means a chemical reaction expressed by the formula CO + H2O = CO2 + H2.
“steam methane reforming” means the process by which methane
and other hydrocarbons in natural gas are converted into hydrogen and carbon monoxide by reaction with steam over a
catalyst.
“surface mining” means the extraction of bitumen from deposits
of bitumen by the removal of ground cover and the use of
vehicles or other mobile equipment.
“synthetic crude oil” means a crude oil derived by the conversion
of bitumen or heavy crude oil through the addition of hydrogen
or the removal of carbon.
“tailing pond emissions” means releases of fugitive emissions
from a lagoon that is uncovered and open to the air and into
which wastewater is placed and allowed to stand.
“upgrading” means the conversion of bitumen or blends of bitumen or heavy crude oil or blends of heavy crude oil to produce
synthetic crude oil or petroleum products and synthetic crude
oil.
Supplément à la Gazette du Canada
59
« brut synthétique » Brut obtenu par la transformation du bitume
ou du pétrole brut lourd grâce à l’ajout d’hydrogène ou à
l’enlèvement de carbone.
« diluant » Hydrocarbure liquide servant à diluer le bitume ou le
pétrole brut lourd pour en diminuer la viscosité.
« émissions de la tour de refroidissement » Rejets d’émissions
fugitives provenant d’un dispositif de recirculation des eaux libres qui utilise des ventilateurs ou le tirage naturel pour aspirer
de l’air ambiant ou pour forcer l’air ambiant à entrer dans le
dispositif pour refroidir l’eau.
« émissions de l’équipement mobile d’exploitation minière » Rejets provenant de l’utilisation de l’équipement mobile d’exploitation minière.
« émissions provenant de bassins de résidus » Rejets d’émissions
fugitives provenant d’un bassin non couvert et en plein air
et dans lequel des eaux usées sont déversées pour y être
décantées.
« émissions provenant du front de taille » Rejets d’émissions fugitives provenant de la surface du sable ou de la roche contenant du bitume que l’exploitant d’une installation de sables bitumineux a exposé durant l’exploitation à ciel ouvert ou par
suite de cette exploitation.
« équipement mobile d’exploitation minière » Véhicule ou autre
machine mobile muni d’un moteur à combustion interne qui est
utilisé, durant l’exploitation à ciel ouvert du bitume ou du sable
contenant le bitume :
(i) pour l’extraction de substances se trouvant dans un gisement de bitume ou recouvrant celui-ci;
(ii) pour le transport des substances mentionnées au sousalinéa (i).
« exploitation à ciel ouvert » Extraction du bitume de gisements
de bitume par l’enlèvement de la couverture végétale et l’utilisation de véhicules ou autre équipement mobile d’exploitation
minière.
« installation de sables bitumineux » Installation vouée :
(i) à l’extraction du bitume par une exploitation à ciel ouvert
et comprenant le traitement du bitume pour enlever le sable
et l’eau;
(ii) à l’extraction du bitume par des méthodes in situ et comprenant le traitement du bitume pour enlever le sable et
l’eau;
(iii) à la valorisation.
« méthodes in situ » Méthodes qui permettent d’extraire le bitume
du sous-sol, y compris le drainage par gravité au moyen de vapeur (SAGD), la stimulation cyclique par la vapeur (CSS),
l’extraction à la vapeur (VAPEX) et la technologie Toe-to-Heel
Air Injection (THAIMC), mais ne comprend pas la production
de pétrole brut lourd froid avec du sable (CHOPS) et les autres
méthodes d’extraction non thermique et d’extraction sans l’aide
de solvant.
« pétrole brut lourd » Pétrole brut dont la densité varie de
900 kg/m3 à 1 000 kg/m3.
« réaction de conversion » Réaction chimique dont la formule est
CO + H2O = CO2 + H2.
« reformage du méthane à la vapeur » Processus grâce auquel le
méthane et les autres hydrocarbures présents dans le gaz naturel sont convertis en hydrogène et en monoxyde de carbone par
la réaction avec la vapeur en présence d’un catalyseur.
« schéma de traitement » Schéma qui présente les unités de traitement d’une installation de sables bitumineux et qui montre
les interconnexions et les liens de production qui existent entre
ces unités.
60
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
« solvants d’extraction » Hydrocarbures liquides ou autres solvants utilisés pour extraire le bitume du sable ou de la roche
contenant le bitume à une installation de sables bitumineux.
« unité de production d’hydrogène » Unité de traitement dans
laquelle de l’hydrogène et du monoxyde de carbone sont produits par le reformage du méthane à la vapeur et où le monoxyde de carbone est converti en dioxyde de carbone par la
réaction de conversion.
« valorisation » Transformation du bitume ou des mélanges de
bitume ou du pétrole brut lourd ou des mélanges de pétrole brut
lourd pour produire du brut synthétique ou des produits pétroliers et du brut synthétique.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude de l’installation de sables
bitumineux.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’installation de
sables bitumineux, s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation de l’installation de sables
bitumineux.
6. Le nombre de jours pendant lesquels l’installation de sables
bitumineux était en exploitation au cours de l’année civile 2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
2. The name of the operator’s contact person, if any, the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The oil sands facility’s name, longitude and latitude.
4. The oil sands facility’s civic and postal addresses, if any.
5. The year in which the oil sands facility began operation.
6. The number of days during which the oil sands facility was
in operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
10. The oil sands facility’s provincial identification number
that has been issued by another government.
11. A statement confirming that the oil sands facility engages
in
(i) the extraction of bitumen through surface mining;
(ii) the extraction of bitumen through in-situ methods;
(iii) the upgrading of bitumen or heavy crude oil; or
(iv) any combination of subparagraphs (i) through (iii)
inclusively.
10. Le numéro d’identification provincial de l’installation de
sables bitumineux qui a été émis par un autre gouvernement.
11. Une attestation confirmant que l’installation de sables bitumineux est vouée :
(i) à l’extraction du bitume à ciel ouvert;
(ii) à l’extraction du bitume par des méthodes in situ;
(iii) à la valorisation du bitume ou du pétrole brut lourd;
(iv) à toute combinaison des sous-alinéas (i) à (iii) inclusivement.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
12. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
oil sands facility, of each of the substances listed in Part 1 of
Schedule 1, excluding other on-site mobile combustion emissions.
12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque installation de sables bitumineux, pour chacune des
substances énumérées dans la partie 1 de l’annexe 1, excluant les
autres émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.
13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de benzène de chaque installation de sables bitumineux, excluant
les autres émissions liées aux activités de combustion mobile se
produisant sur le site.
14. Pour chacune des substances déclarées en vertu des alinéas 12 et 13, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de
rejets pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
13. The total annual quantity, in tonnes, of benzene releases
from each oil sands facility, excluding other on-site mobile combustion emissions.
14. The total annual quantity, in tonnes, of emissions releases
for each of the substances reported in paragraphs 12 and 13, for
each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
Le 8 décembre 2007
(ii) mobile mining equipment emissions;
(iii) industrial process emissions;
(iv) venting emissions;
(v) flaring emissions; and
(vi) fugitive emissions.
15. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each oil sands facility, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) mobile mining equipment emissions;
(iii) industrial process emissions;
(iv) venting emissions;
(v) flaring emissions; and
(vi) fugitive emissions.
16. The total annual quantity, in tonnes, of CH4 releases from
each oil sands facility, for each source category listed below:
(i) venting emissions; and
(ii) fugitive emissions.
17. The total annual quantity, in tonnes, of N2O releases from
each oil sands facility, from mobile mining equipment emissions.
18. CO2 releases from the combustion of biomass or the decomposition of biomass shall not be included in the emissions
reported in paragraphs 15 and 21.
19. For the purpose of paragraphs 12 and 14, NOx releases shall
be reported by expressing the NOx as NO2 on a mass basis.
20. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the operator
shall report the emissions according to the purpose of the activity,
that is, either an industrial process or stationary fuel combustion.
21. For each of the releases reported in subparagraphs 14(i)
and 15(i), the total annual quantity, in tonnes, of those releases
that are cogeneration emissions.
22. For the CO2 releases reported in subparagraph 15(iii), the
total annual quantity, in tonnes, of those releases resulting from
the shift reaction in hydrogen generation units.
23. For each of the releases of VOCs and benzene reported in
subparagraph 14(vi), the total annual quantity, in tonnes, of those
releases resulting from each category listed below:
(i) storage emissions;
(ii) loading and unloading emissions;
(iii) equipment leak emissions;
(iv) tailing pond emissions;
(v) mine face emissions; and
(vi) cooling tower emissions.
24. The total annual quantity, in tonnes, of VOCs and benzene releases from wastewater emissions, excluding tailing pond emissions.
25. For each of the releases reported under paragraphs 12
through 17 and 21 through 24, the proportion of the releases, in
percent, from each activity listed below, with the total for all three
activities adding up to 100%:
(i) extracting bitumen using surface mining;
(ii) extracting bitumen using in-situ methods; and
(iii) upgrading.
Supplément à la Gazette du Canada
61
(ii) émissions de l’équipement mobile d’exploitation minière;
(iii) émissions de procédés industriels;
(iv) émissions d’évacuation;
(v) émissions de torchage;
(vi) émissions fugitives.
15. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque installation de sables bitumineux, pour chacune
des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de l’équipement mobile d’exploitation minière;
(iii) émissions de procédés industriels;
(iv) émissions d’évacuation;
(v) émissions de torchage;
(vi) émissions fugitives.
16. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CH4 de chaque installation de sables bitumineux, pour chacune
des catégories suivantes :
(i) émissions d’évacuation;
(ii) émissions fugitives.
17. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de N2O de chaque installation de sables bitumineux provenant des
émissions de l’équipement mobile d’exploitation minière.
18. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 15 et 21.
19. Pour les besoins des alinéas 12 et 14, les rejets de NOx doivent être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de poids de
NO2.
20. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, l’exploitant doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel »
ou « combustion stationnaire de combustible ».
21. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 14(i)
et 15(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
qui sont des émissions de cogénération.
22. Pour les rejets de CO2 déclarés au sous-alinéa 15(iii), la
quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant de
la réaction de conversion dans les unités de production d’hydrogène.
23. Pour chacun des rejets de COV et de benzène déclarés au
sous-alinéa 14(vi), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant des sous-catégories suivantes :
(i) émissions provenant du stockage;
(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;
(iii) émissions provenant de fuites de l’équipement;
(iv) émissions provenant de bassins de résidus;
(v) émissions provenant du front de taille;
(vi) émissions de la tour de refroidissement.
24. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de COV et de benzène provenant d’émissions des eaux usées,
excluant les émissions provenant de bassins de résidus.
25. Pour chacun des rejets déclarés en vertu des alinéas 12 à 17
et 21 à 24, la proportion des rejets, en pourcentage, provenant des
activités suivantes, la somme des trois activités totalisant 100 % :
(i) l’extraction du bitume par une exploitation à ciel ouvert;
(ii) l’extraction du bitume par des méthodes in situ;
(iii) la valorisation.
62
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
Quantification method
Méthode de quantification
26. For each quantity reported under paragraphs 12 through 17
and 21 through 25, the method or methods listed below used to
quantify those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
26. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 12 à 17
et 21 à 25, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier
ces émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii) inclusivement.
Fuel
Combustible
27. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used at each oil sands facility.
27. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée à
chaque installation de sables bitumineux.
28. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each oil sands facility.
28. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque installation de sables bitumineux.
Fuel characteristics
Caractéristiques du combustible
29. For each fuel quantity reported under paragraphs 27 and 28,
(i) the annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity; and
(ii) the annual average concentration of sulphur, in grams per
unit of measure used to report the fuel quantity.
29. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des
alinéas 27 et 28 :
(i) le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par
unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible;
(ii) la concentration de soufre moyenne annuelle, en grammes
par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
Electricity
Électricité
30. The total annual quantity of electricity produced at each oil
sands facility, in MWh.
30. La quantité totale annuelle d’électricité produite à chaque
installation de sables bitumineux, en MWh.
31. The total annual quantity of electricity transferred off-site
from each oil sands facility, in MWh.
31. La quantité totale annuelle d’électricité transférée hors site
par chaque installation de sables bitumineux, en MWh.
32. The total annual quantity of electricity received by each oil
sands facility, in MWh.
32. La quantité totale annuelle d’électricité reçue par chaque
installation de sables bitumineux, en MWh.
Steam
Vapeur
33. The total annual quantity of steam produced at each oil
sands facility, in GJ.
33. La quantité totale annuelle de vapeur produite à chaque installation de sables bitumineux, en GJ.
34. The total annual quantity of steam transferred off-site from
each oil sands facility, in GJ.
34. La quantité totale annuelle de vapeur transférée hors site
par chaque installation de sables bitumineux, en GJ.
35. The total annual quantity of steam received by each oil
sands facility, in GJ.
35. La quantité totale annuelle de vapeur reçue par chaque installation de sables bitumineux, en GJ.
Hydrogen
Hydrogène
36. The total annual quantity of hydrogen produced at each oil
sands facility, in GJ.
36. La quantité totale annuelle d’hydrogène produite à chaque
installation de sables bitumineux, en GJ.
37. The total annual quantity of hydrogen transferred off-site
from each oil sands facility, in GJ.
37. La quantité totale annuelle d’hydrogène transférée hors site
par chaque installation de sables bitumineux, en GJ.
38. The total annual quantity of hydrogen received by each oil
sands facility, in GJ.
39. For each of the quantities reported under paragraphs 30
through 38, the proportion of the quantities, in percent, from each
38. La quantité totale annuelle d’hydrogène reçue par chaque
installation de sables bitumineux, en GJ.
39. Pour chacune des quantités déclarées en vertu des alinéas 30 à 38, la proportion des quantités, en pourcentage, provenant
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
63
of the following activities, with the total for all three activities
adding up to 100%:
(i) extracting bitumen using surface mining;
(ii) extracting bitumen using in-situ methods; and
(iii) upgrading.
de chacune des activités suivantes, la somme des trois activités
totalisant 100 % :
(i) l’extraction du bitume par une exploitation à ciel ouvert;
(ii) l’extraction du bitume par des méthodes in situ;
(iii) la valorisation.
Removal of sulphur
Élimination du soufre
40. Where an oil sands facility sends a gas or liquid to another
facility for the purpose of removing sulphur from that gas or
liquid,
(i) the total annual quantity of that gas or liquid sent to another
facility, in m3; and
(ii) the total annual average sulphur content of that gas or liquid, in percent volume.
41. Where an oil sands facility receives a gas or liquid from
another facility for the purpose of removing sulphur from that gas
or liquid,
(i) the total annual quantity of the gas or liquid received from
another facility, in m3; and
(ii) the total annual average sulphur content of that gas or liquid, in percent volume.
42. The temperature, in °C, and pressure, in kPa, at which the
gas volumes reported in paragraphs 40 and 41 are quantified.
40. Si une installation de sables bitumineux envoie un gaz ou
un liquide à une autre installation pour éliminer le soufre du gaz
ou du liquide :
(i) la quantité totale annuelle de gaz ou de liquide envoyée à
une autre installation, en m3;
(ii) la moyenne totale annuelle de la teneur en soufre de ce gaz
ou de ce liquide, en pourcentage volumique.
41. Si une installation de sables bitumineux reçoit un gaz ou un
liquide d’une autre installation pour éliminer le soufre du gaz ou
du liquide :
(i) la quantité totale annuelle de gaz ou de liquide reçue d’une
autre installation, en m3;
(ii) la moyenne totale annuelle de la teneur en soufre de ce gaz
ou de ce liquide, en pourcentage volumique.
42. La température, en °C, et la pression, en kPa, auxquelles les
volumes de gaz déclarés aux alinéas 40 et 41 sont quantifiés.
Cogeneration
Cogénération
43. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
43. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
Inputs
Intrants
44. The total annual quantity of each item listed below, processed at each oil sands facility:
(i) cold bitumen, in tonnes and in m3;
(ii) bitumen, in tonnes and in m3, heated above ambient temperatures by the use of steam or combustion processes;
(iii) bitumen diluted with a hydrocarbon liquid, total combined
liquid mass in tonnes and total combined liquid volume in m3;
(iv) heavy crude oil, in tonnes and in m3;
(v) diluent, in tonnes and in m3;
(vi) natural gas, in thousand m3 and in GJ; and
(vii) a mixture of the items set out at subparagraphs (i)
through (vi) inclusively, in tonnes and in m3, and specify those
items.
45. The total annual quantity, in tonnes, of sulphur in the inputs
reported in items (i) through (vii) of paragraph 44.
44. La quantité totale annuelle de chaque élément énuméré ciaprès, traité à chaque installation de sables bitumineux :
(i) bitume froid, en tonnes métriques et en m3;
(ii) bitume, en tonnes métriques et en m3, chauffé au-dessus des
températures ambiantes par la vapeur ou la combustion;
(iii) bitume dilué dans un hydrocarbure liquide, masse liquide
combinée totale, en tonnes métriques et volume liquide combiné total, en m3;
(iv) pétrole brut lourd, en tonnes métriques et en m3;
(v) diluant, en tonnes métriques et en m3;
(vi) gaz naturel, en milliers de m3 et en GJ;
(vii) mélange d’éléments énumérés aux sous-alinéas (i) à (vi)
inclusivement, en tonnes métriques et m3 (préciser l’élément).
45. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de soufre
contenue dans les intrants rapportés aux éléments des sousalinéas 44(i) à (vii).
Production
Production
46. The total annual quantity, of each product listed below,
produced at each oil sands facility that engages in upgrading:
(i) synthetic crude oil, in tonnes and in m3;
(ii) diesel with a sulphur concentration less than or equal to
15 mg/kg, in tonnes and in m3;
(iii) diesel with a sulphur concentration greater than 15 mg/kg
but less than or equal to 500 mg/kg, in tonnes and in m3;
46. La quantité totale annuelle de chaque produit énuméré ciaprès, fabriqué à chaque installation de sables bitumineux vouée à
la valorisation :
(i) brut synthétique, en tonnes métriques et en m3;
(ii) diesel dont la concentration en soufre est égale ou inférieure à 15 mg/kg, en tonnes métriques et en m3;
64
Supplement to the Canada Gazette
(iv) diesel with a sulphur concentration greater than 500 mg/kg,
in tonnes and in m3;
(v) petroleum coke, in tonnes;
(vi) sulphur, in tonnes;
(vii) diluent, in tonnes and in m3; and
(viii) a petroleum product, in tonnes and in m3, other than those
listed in subparagraphs (i) to (vii), and specify that product.
47. The chemical name, the CAS number, and total annual
quantity, in m3, of extraction solvents used by each oil sands facility engaging in the extraction of bitumen through either surface
mining or in-situ methods.
48. The total annual quantity, in m3, of the following:
(i) bitumen extracted from the ground by each oil sands facility
engaging in the extraction of bitumen through either surface
mining or in-situ methods, in m3; and
(ii) bitumen processed by each oil sands facility engaging in
the extraction of bitumen through either surface mining or insitu methods, in m3.
49. For each oil sands facility extracting bitumen through insitu methods, the average viscosity, in centipoise, and the average
density, in kg/m3, of the bitumen.
Block flow diagram
50. A block flow diagram for each oil sands facility.
December 8, 2007
(iii) diesel dont la concentration en soufre est supérieure à
15 mg/kg, mais égale ou inférieure à 500 mg/kg, en tonnes métriques et en m3;
(iv) diesel dont la concentration en soufre est supérieure à
500 mg/kg, en tonnes métriques et en m3;
(v) coke de pétrole, en tonnes métriques;
(vi) soufre, en tonnes métriques;
(vii) diluant, en tonnes métriques et en m3;
(viii) autres produits pétroliers, en tonnes métriques et en m3, que
ceux énumérés aux sous-alinéas (i) à (vii) [préciser le produit].
47. Le nom chimique, le numéro CAS et la quantité totale annuelle, en m3, de solvants d’extraction utilisés par chaque installation de sables bitumineux vouée à l’extraction du bitume, que ce
soit par une exploitation à ciel ouvert ou par des méthodes in situ.
48. La quantité totale annuelle, en m3, des produits suivants :
(i) bitume extrait du sol par chaque installation de sables bitumineux vouée à l’extraction du bitume, que ce soit par une exploitation à ciel ouvert ou par des méthodes in situ, en m3;
(ii) bitume traité par chaque installation de sables bitumineux
vouée à l’extraction du bitume, que ce soit par une exploitation
à ciel ouvert ou par des méthodes in situ, en m3.
49. Pour chaque installation de sables bitumineux effectuant
l’extraction du bitume par des méthodes in situ, la viscosité
moyenne, en centipoises, et la densité moyenne, en kg/m3, du
bitume.
Schéma de traitement
50. Un schéma de traitement pour chaque installation de sables
bitumineux.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
51. For the pollution abatement equipment in operation at the
oil sands facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: TPM, PM10, PM2.5, SOx,
NOx, VOCs, and benzene; and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that
efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment as specified by the manufacturer, importer or supplier
of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
52. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 51,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the oil sands facility within the calendar years
2001 through 2006 inclusively, which, since the measures were
implemented, have prevented the release of at least 5% of the
facility’s total annual emissions of one or more of the substances VOCs, benzene, CO2, CH4, and N2O:
51. Concernant l’équipement antipollution en opération à l’installation de sables bitumineux au cours de l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de
l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes :
TPM, PM10, PM2,5, SOx, NOx, COV et benzène;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
52. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 51 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’installation de sables bitumineux au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur
mise en œuvre, contribué à réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs
des substances suivantes, COV, benzène, CO2, CH4 et N2O :
Le 8 décembre 2007
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
53. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the oil sands facility during the 2006 calendar year to monitor
emissions of any of the substances listed in Part 1 or Part 2 of
Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
Supplément à la Gazette du Canada
65
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
53. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l’installation de sables bitumineux au cours de
l’année civile 2006 pour surveiller les émissions de n’importe
quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
Storage tanks
Réservoirs de stockage
54. The total number of above-ground storage tanks for each
category listed below that store hydrocarbon liquids, including
tanks that store bitumen and excluding tanks that store water containing trace amounts of hydrocarbons:
(i) have a capacity of greater than or equal to 4 m3 and less than
50 m3;
(ii) have a capacity of greater than or equal to 50 m3 and less
than 75 m3;
(iii) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and began
to store hydrocarbon liquids before June 1, 1996;
(iv) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and began
to store hydrocarbon liquids on or after June 1, 1996;
(v) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and store
crude oil, synthetic crude oil, bitumen or bitumen diluted with
a hydrocarbon liquid;
(vi) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and have
equipment to heat the stored hydrocarbon liquid;
(vii) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have
an external floating roof;
(viii) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have
an external floating roof which has a secondary seal;
(ix) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have an
internal floating roof;
(x) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have an
internal floating roof which has a secondary seal;
(xi) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and have
a vapour control system; and
(xii) meet the recommendations for emission control equipment
specified in Environmental Guidelines for Controlling Emissions of Volatile Organic Compounds from Aboveground Storage Tanks (CCME-EPC-87E, June 1995).
54. Le nombre total de réservoirs de stockage hors sol utilisés
pour stocker les hydrocarbures liquides, y compris les réservoirs
utilisés pour stocker le bitume et à l’exclusion des réservoirs utilisés pour stocker l’eau contenant des traces d’hydrocarbures, pour
les catégories suivantes :
(i) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 4 m3 et
inférieure à 50 m3;
(ii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 50 m3 et
inférieure à 75 m3;
(iii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides avant le 1er juin 1996;
(iv) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides le ou après le 1er juin 1996;
(v) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
qui sert à stocker le pétrole brut, le brut synthétique, le bitume
ou le bitume dilué dans un hydrocarbure liquide;
(vi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
qui est muni d’un système pour chauffer l’hydrocarbure liquide
stocké;
(vii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant externe;
(viii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant externe avec scellement secondaire;
(ix) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant interne;
(x) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant interne avec scellement secondaire;
(xi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3
doté d’un système de contrôle de vapeur;
(xii) réservoir satisfaisant aux recommandations visant les dispositifs de contrôle des émissions indiquées dans les Lignes directrices environnementales sur la réduction des émissions de
composés organiques volatils par les réservoirs de stockage
hors sol (CCME-ECP-87F, juin 1995).
66
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
SCHEDULE 15
ANNEXE 15
PETROLEUM PRODUCT TERMINALS
TERMINAUX DE PRODUITS PÉTROLIERS
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
The operator of a petroleum product terminal facility shall report the information required under this Schedule for the 2006
calendar year only in respect of each petroleum product terminal
facility whose total emissions of VOCs, in that calendar year,
meet or exceed the release threshold of 5 tonnes, calculated on an
annual basis.
L’exploitant d’un terminal de produits pétroliers doit déclarer
l’information requise en vertu de la présente annexe uniquement
pour le terminal de produits pétroliers dont les émissions de COV,
pour l’année civile 2006, atteignaient ou dépassaient le seuil de
5 tonnes métriques calculé annuellement.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“petroleum product terminal facility” means a facility where
crude oil, synthetic crude oil, bitumen diluted with a hydrocarbon liquid, liquefied petroleum gas, heating oil and other refined petroleum products are received by pipeline, railcar, marine transfer or directly from a petroleum refining facility and
are stored in bulk for subsequent transportation or distribution.
“refined petroleum product” means crude oil or bitumen diluted
with a hydrocarbon that has been refined into a product by a
petroleum refining facility as defined in Schedule 16 or by an
oil sands facility that engages in upgrading as defined in
Schedule 14 and includes gasoline, gasoline for use in aircraft
and diesel.
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« produit pétrolier raffiné » Pétrole brut ou bitume dilué dans un
hydrocarbure liquide qui a été raffiné en un produit par une installation de raffinage du pétrole définie à l’annexe 16 ou par
une installation de sables bitumineux vouée à la valorisation
définie à l’annexe 14 et qui comprend de l’essence automobile,
de l’essence aviation et du carburant diesel.
« terminal de produits pétroliers » Installation qui reçoit du
pétrole brut, du brut synthétique, du bitume dilué dans un
hydrocarbure liquide, du gaz de pétrole liquéfié, du mazout de
chauffage et d’autres produits pétroliers raffinés par pipeline,
wagons-citernes, transfert maritime ou directement d’une installation de raffinage du pétrole et qui stocke ces produits en
vrac aux fins de transport et de distribution.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude du terminal de produits
pétroliers.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale du terminal de
produits pétroliers, s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation du terminal de produits
pétroliers.
6. Le nombre de jours pendant lesquels le terminal de produits
pétroliers était en exploitation au cours de l’année civile 2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
2. The name of the operator’s contact person, if any, the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The petroleum product terminal facility’s name, longitude
and latitude.
4. The petroleum product terminal facility’s civic and postal
addresses, if any.
5. The year in which the petroleum product terminal facility
began operation.
6. The number of days during which the petroleum product
terminal facility was in operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
10. The total annual quantity, in tonnes, of VOC releases from
each petroleum product terminal facility, excluding on-site mobile combustion emissions.
10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de COV de chaque terminal de produits pétroliers, à l’exclusion
des émissions liées aux activités de combustion mobile se déroulant sur le site.
11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de benzène de chaque terminal de produits pétroliers, à l’exclusion des émissions liées aux activités de combustion mobile se
déroulant sur le site.
11. The total annual quantity, in tonnes, of benzene releases
from each petroleum product terminal facility, excluding on-site
mobile combustion emissions.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
67
12. For each of the releases of VOCs and benzene reported in
paragraphs 10 and 11, the total annual quantity, in tonnes, of
those releases resulting from each category listed below:
(i) storage emissions;
(ii) loading and unloading emissions; and
(iii) equipment leak emissions.
12. Pour chacun des rejets de COV et de benzène déclarés aux
sous-alinéas 10 et 11, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant de chacune des catégories suivantes :
(i) émissions provenant du stockage;
(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;
(iii) émissions provenant de fuites de l’équipement.
Quantification method
Méthode de quantification
13. For each quantity reported under paragraphs 10 through 12,
the method or methods listed below, used to quantify those
releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
13. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 12,
la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces
émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii) inclusivement.
Pollution prevention measures
Mesures de prévention de la pollution
14. For the pollution abatement equipment in operation at the
petroleum product terminal facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: VOCs and benzene; and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that
efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment as specified by the manufacturer, importer or supplier
of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
15. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 14,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the petroleum product terminal facility within
the calendar years 2001 through 2006 inclusively, which, since
the measures were implemented, have prevented the release of
at least 5% of the facility’s total annual emissions of one or
more of the substances VOCs and benzene:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
14. En ce qui concerne l’équipement antipollution en opération
au terminal de produits pétroliers au cours de l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : COV
et benzène;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
15. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 14 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre au terminal de produits pétroliers au cours des années
civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise
en œuvre, contribué à réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, COV et benzène :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
68
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
Storage tanks
Réservoirs de stockage
16. The total number of aboveground storage tanks for each
category listed below that store hydrocarbon liquids, including
tanks that store bitumen and excluding tanks that store water containing trace amounts of hydrocarbons:
(i) have a capacity of greater than or equal to 4 m3 and less than
50 m3;
(ii) have a capacity of greater than or equal to 50 m3 and less
than 75 m3;
(iii) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and that
began to store hydrocarbon liquids before June 1, 1996;
(iv) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and that
began to store hydrocarbon liquids on or after June 1, 1996;
(v) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and store
crude oil, synthetic crude oil, bitumen or bitumen diluted with
a hydrocarbon liquid;
(vi) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and have
equipment to heat the stored hydrocarbon liquid;
(vii) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have
an external floating roof;
(viii) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have
an external floating roof which has a secondary seal;
(ix) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have an
internal floating roof;
(x) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have an
internal floating roof which has a secondary seal;
(xi) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and have
a vapour control system; and
(xii) meet the recommendations for emission control equipment
specified in Environmental Guidelines for Controlling Emissions of Volatile Organic Compounds from Aboveground Storage Tanks (CCME-EPC-87E, June 1995).
16. Le nombre total de réservoirs de stockage hors sol utilisés
pour stocker les hydrocarbures liquides, y compris les réservoirs
utilisés pour stocker le bitume et à l’exclusion des réservoirs utilisés pour stocker l’eau contenant des traces d’hydrocarbures, pour
les catégories suivantes :
(i) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 4 m3 et
inférieure à 50 m3;
(ii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 50 m3 et
inférieure à 75 m3;
(iii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides avant le 1er juin 1996;
(iv) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides le ou après le 1er juin 1996;
(v) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
qui sert à stocker le pétrole brut, le brut synthétique, le bitume
ou le bitume dilué dans un hydrocarbure liquide;
(vi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
qui est muni d’un système pour chauffer l’hydrocarbure liquide
stocké;
(vii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant externe;
(viii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant externe avec scellement secondaire;
(ix) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant interne;
(x) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant interne avec scellement secondaire;
(xi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3
doté d’un système de contrôle de vapeur;
(xii) réservoir satisfaisant aux recommandations visant les dispositifs de contrôle des émissions indiquées dans les Lignes directrices environnementales sur la réduction des émissions de
composés organiques volatils par les réservoirs de stockage
hors sol (CCME-ECP-87F, juin 1995).
SCHEDULE 16
ANNEXE 16
PETROLEUM REFINING
RAFFINAGE DU PÉTROLE
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of a petroleum refining facility shall report the
information required under this Schedule for the 2006 calendar
year for each petroleum refining facility that they operate.
1. L’exploitant d’une installation de raffinage du pétrole doit
déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe pour
l’année civile 2006, et ce, pour chaque installation dont il est
l’exploitant.
2. Pour les substances suivantes, TPM, PM2,5, PM10, NOx, SO2,
SOx et COV, l’exploitant doit déclarer l’information requise en
vertu de la présente annexe uniquement à l’égard des substances
pour lesquelles l’installation de raffinage du pétrole atteint ou
dépasse le seuil d’émissions correspondant pour l’année civile
2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
2. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, SOx, and
VOCs, the operator shall report the required information in this
Schedule only in respect of the substance for which the petroleum
refining facility meets or exceeds the corresponding release
threshold for the 2006 calendar year.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
69
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 10 tonnes.
3. With respect to substances listed in Schedule 1 for which
there is no release threshold in this Schedule and which the facility released during the 2006 calendar year, the operator shall report the releases of those substances in accordance with the information requirements set out in this Schedule.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
10 tonnes métriques.
3. Concernant les substances énumérées à l’annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d’émissions n’est mentionné dans la présente
annexe et qui ont été rejetées par l’installation au cours de l’année
civile 2006, l’exploitant doit déclarer la quantité des émissions
conformément aux exigences établies dans la présente annexe.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“alkylate product” means a product that is composed of hydrocarbons containing at least five carbon atoms and that is produced
in the alkylation unit.
“charge” means the amount of feedstock processed in a process
unit identified at paragraph 45.
“charge capacity” means the maximum amount of feedstock that
a process unit identified at paragraph 45 is designed to process.
“coke yield” means the weight of coke residue, divided by the
weight of the charge of the traditional vacuum gas oil catalytic
cracking unit, mild residuum catalytic cracking unit or high residuum catalytic cracking unit, excluding a substance or product that is reprocessed in the petroleum refinery.
“Conradson carbon” means a measurement, in a laboratory, of
carbon residue after evaporation and pyrolysis of a hydrocarbon mixture. That measurement is carried out using the ASTM
D189-06 Standard Test Method for Conradson Carbon Residue
of Petroleum Products.
“cooling tower emissions” means releases of fugitive emissions
from an open water recirculating device that uses fans or natural draft to draw or force ambient air through the device to
cool water.
“debutanized converted product” means a product that is composed of hydrocarbons containing at least five carbon atoms
and that is produced in the polymerization unit.
“diluent” means a hydrocarbon liquid used to dilute bitumen or
heavy crude oil in order to decrease the viscosity of the bitumen or heavy crude oil.
“dimate product” means a product that is the result of the chemical union of identical molecules of propylene or of butylene
and that is produced in the dimerization unit.
“high residuum catalytic cracking unit” means a catalytic cracking unit that processes a hydrocarbon mixture which has
(i) an average Conradson carbon of greater than 3.5% on a
weight basis, as measured using the ASTM D189-06 Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products; and
(ii) a coke yield greater than or equal to 5.5% on a weight
basis.
“hydrocarbon mixture” includes feedstock.
“hydrogen generation unit” means a process unit where hydrogen
and carbon monoxide are produced through steam methane
reforming and where carbon monoxide is converted to carbon
dioxide by the shift reaction.
“light/medium sour crude oil” means a crude oil that has a density
of less than or equal to 900 kg/m3 and that has a total sulphur
content equal to or greater than 0.7% by weight.
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« bitume modifié aux polymères » Bitume dans lequel un polymère, du plastique ou du caoutchouc a été ajouté.
« bitume oxydé » Bitume soufflé à l’air pour lui donner les propriétés physiques nécessaires aux applications dans lesquelles il
est utilisé.
« brut corrosif léger/moyen » Pétrole brut dont la densité est inférieure ou égale à 900 kg/m3 et dont la teneur en soufre totale,
en poids, est égale ou supérieure à 0,7 %.
« brut non corrosif léger/moyen » Pétrole brut dont la densité est
inférieure ou égale à 900 kg/m3 et dont la teneur en soufre totale, en poids, est inférieure à 0,7 %.
« brut synthétique » Brut obtenu par la transformation du bitume
ou du pétrole brut lourd grâce à l’ajout d’hydrogène ou à l’enlèvement de carbone.
« capacité de charge » Quantité maximale de matières de base qui
peut être traitée dans l’une des unités de traitement énumérées
à l’alinéa 45.
« capacité de production » Quantité maximale de produits qui
peut être fabriquée dans l’une des unités de traitement énumérées à l’alinéa 46.
« carbone Conradson » Mesure, en laboratoire, du carbone résiduel obtenu après évaporation et pyrolyse d’un mélange
d’hydrocarbures. Cette mesure est effectuée à l’aide de la méthode normalisée ASTM D189-06 (Standard Test Method for
Conradson Carbon Residue of Petroleum Products).
« charge » Quantité de matières de base traitée dans l’une des
unités de traitement énumérées à l’alinéa 45.
« diluant » Hydrocarbure liquide servant à diluer le bitume ou le
pétrole brut lourd pour en diminuer la viscosité.
« dimère » Produit résultant de l’union chimique de molécules
identiques de propylène ou de butylène et qui est produit dans
une unité de dimérisation.
« émissions de la tour de refroidissement » Rejets d’émissions
fugitives provenant d’un dispositif de recirculation des eaux libres qui utilise des ventilateurs ou le tirage naturel pour aspirer
de l’air ambiant ou pour forcer l’air ambiant à entrer dans le
dispositif pour refroidir l’eau.
« installation de raffinage du pétrole » Installation vouée au raffinage du pétrole.
« mélange d’hydrocarbures » Comprend la matière de base.
« production » Quantité de produits fabriqués dans l’une des unités de traitement énumérées à l’alinéa 46.
« produit alkylé » Produit composé d’hydrocarbures contenant au
moins cinq atomes de carbone et produit dans une unité
d’alkylation.
70
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
“light/medium sweet crude oil” means crude oil that has a density
of less than or equal to 900 kg/m3 and that has a total sulphur
content of less than 0.7% by weight.
“mild residuum catalytic cracking unit” means a catalytic cracking unit that processes a hydrocarbon mixture which has
(i) an average Conradson carbon of greater than or equal to
2.25% and less than or equal to 3.5% on a weight basis, as
measured using the ASTM D189-06 Standard Test Method
for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products; and
(ii) a coke yield greater than or equal to 5.5% on a weight
basis.
“oxidized asphalt” means asphalt through which air has been
blown, in order to produce physical properties required for the
use of the asphalt.
“petroleum refining” means the refining of crude oil or bitumen
diluted with a hydrocarbon, into petroleum products, and includes storage and processes such as cogeneration, hydrogen
generation and sulphur recovery, but excludes the production
of synthetic crude oil.
“petroleum refining facility” means a facility that engages in petroleum refining.
“polymer modified asphalt” means asphalt to which a polymer,
such as a plastic or rubber, has been added.
“production” means the amount of product produced in a process
unit identified at paragraph 46.
“production capacity” means the amount of product that a process
unit identified at paragraph 46 is designed to produce.
“shift reaction” means a chemical reaction expressed by the formula CO + H2O = CO2 + H2.
“special fractionation units” means fractionation units other than
those set out at subparagraphs 45(i), (ii) and (iii).
“steam methane reforming” means the process by which methane
and other hydrocarbons in natural gas are converted into hydrogen and carbon monoxide by reaction with steam over a
catalyst.
“synthetic crude oil” means a crude oil derived by the conversion
of bitumen or heavy crude oil through the addition of hydrogen
or the removal of carbon.
“traditional vacuum gas oil catalytic cracking unit” means a catalytic cracking unit that processes a hydrocarbon mixture which
has
(i) an average Conradson carbon of less than 2.25% on a
weight basis, as measured using the ASTM D189-06 Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products; and
(ii) a coke yield of less than 5.5% on a weight basis.
« produit converti débutanisé » Produit composé d’hydrocarbures
contenant au moins cinq atomes de carbone et produit dans une
unité de polymérisation.
« raffinage du pétrole » Raffinage du pétrole brut ou de bitume
dilué dans un hydrocarbure en produits pétroliers et comprend
le stockage et les processus tels que la cogénération, la production d’hydrogène et la récupération du soufre, mais ne comprend pas la production du brut synthétique.
« réaction de conversion » Réaction chimique dont la formule est :
CO + H2O = CO2 + H2.
« reformage du méthane à la vapeur » Procédé grâce auquel le
méthane et les autres hydrocarbures présents dans le gaz naturel sont convertis en hydrogène et en monoxyde de carbone par
la réaction avec la vapeur en présence d’un catalyseur.
« rendement en coke » Masse du résidu de coke, divisée par la
masse de la charge de l’unité de craquage catalytique de gasoil
sous vide conventionnelle, de l’unité de craquage catalytique
de mélange à faible teneur en produits résiduels ou de l’unité
de craquage catalytique de mélange à teneur élevée en produits
résiduels, excluant les substances ou les produits qui sont retraités dans la raffinerie de pétrole.
« unité de craquage catalytique de gasoil sous vide conventionnelle » Unité de craquage catalytique qui traite un mélange
d’hydrocarbures dont :
(i) la teneur en carbone Conradson moyenne est inférieure à
2,25 % en poids, mesurée à l’aide de la méthode normalisée
ASTM D189-06 (Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products);
(ii) le rendement en coke est inférieur à 5,5% en poids.
« unité de craquage catalytique de mélange à faible teneur en
produits résiduels » Unité de craquage catalytique qui traite un
mélange d’hydrocarbures dont :
(i) la teneur en carbone Conradson moyenne est supérieure
ou égale à 2,25 % et inférieure ou égale à 3,5 % en poids,
mesurée à l’aide de la méthode normalisée ASTM D189-06
(Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of
Petroleum Products);
(ii) le rendement en coke est supérieur ou égal à 5,5 % en
poids.
« unité de craquage catalytique de mélange à teneur élevée en
produits résiduels » Unité de craquage catalytique qui traite un
mélange d’hydrocarbures dont :
(i) la teneur en carbone Conradson moyenne est supérieure à
3,5 % en poids, mesurée à l’aide de la méthode normalisée
ASTM D189-06 (Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products);
(ii) le rendement en coke est supérieur ou égal à 5,5 % en
poids.
« unité de production d’hydrogène » Unité de traitement dans
laquelle de l’hydrogène et du monoxyde de carbone sont produits par le reformage du méthane à la vapeur et où le monoxyde de carbone est converti en dioxyde de carbone par la
réaction de conversion.
« unités de fractionnement spécial » Unités de fractionnement
autres que celles énumérées aux sous-alinéas 45(i), (ii) et (iii).
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
Le 8 décembre 2007
2. The name of the operator’s contact person, if any, the contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and fax
numbers, if any, and email address, if any.
3. The petroleum refining facility’s name, longitude and
latitude.
4. The petroleum refining facility’s civic and postal addresses,
if any.
5. The year in which the petroleum refining facility began
operation.
6. The number of days during which the petroleum refining facility was in operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
Supplément à la Gazette du Canada
71
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a lieu),
son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et
son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude de l’installation de raffinage du pétrole.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’installation de
raffinage du pétrole, s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation de l’installation de raffinage du pétrole.
6. Le nombre de jours pendant lesquels l’installation de raffinage du pétrole était en exploitation au cours de l’année civile
2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
10. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
petroleum refining facility of each of the substances listed in Part 1
of Schedule 1, excluding on-site mobile combustion emissions.
10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque installation de raffinage du pétrole, pour chacune des
substances énumérées dans la partie 1 de l’annexe 1, excluant les
émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant
sur le site.
11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de benzène de chaque installation de raffinage du pétrole, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se
produisant sur le site.
12. Pour chacun des rejets déclarés en vertu des alinéas 10
et 11, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets
provenant des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions d’évacuation;
(iv) émissions de torchage;
(v) émissions fugitives.
13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque installation de raffinage du pétrole, pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions d’évacuation;
(iv) émissions de torchage.
14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CH4 de chaque installation de raffinage du pétrole provenant
des émissions d’évacuation.
15. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 13 et 18.
16. Pour les besoins des alinéas 10 et 12, les rejets de NOx doivent être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de poids de
NO2.
11. The total annual quantity, in tonnes, of benzene releases
from each petroleum refining facility, excluding on-site mobile
combustion emissions.
12. For each of the releases reported in paragraphs 10 and 11,
the total annual quantity, in tonnes, of those releases for each
source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions;
(iii) venting emissions;
(iv) flaring emissions; and
(v) fugitive emissions.
13. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each petroleum refining facility for each source category listed
below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions;
(iii) venting emissions; and
(iv) flaring emissions.
14. The total annual quantity, in tonnes, of CH4 releases from
each petroleum refining facility from venting emissions.
15. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in
paragraphs 13 and 18.
16. For the purpose of paragraphs 10 and 12, NOx releases shall
be reported by expressing the NOx as NO2 on a mass basis.
72
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
20. For each of the releases of VOCs and benzene reported in
subparagraph 12(v), the total annual quantity, in tonnes, of those
releases resulting from each category listed below:
(i) storage emissions;
(ii) loading and unloading emissions;
(iii) equipment leak emissions; and
(iv) cooling tower emissions.
21. The total annual quantity, in tonnes, of releases of VOCs
and benzene from wastewater emissions.
17. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, la personne doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel »
ou « combustion stationnaire de combustible ».
18. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 12(i)
et 13(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets
qui sont des émissions de cogénération.
19. Pour chacun des rejets de CO2 déclarés au sous-alinéa 13(ii),
la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets provenant de la réaction de conversion dans les unités de production
d’hydrogène.
20. Pour chacun des rejets de COV et de benzène déclarés au
sous-alinéa 12(v), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques,
de rejets provenant de chacune des catégories suivantes :
(i) émissions provenant du stockage;
(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;
(iii) émissions provenant de fuites de l’équipement;
(iv) émissions de la tour de refroidissement.
21. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de COV et de benzène provenant d’émissions des eaux usées.
Quantification method
Méthode de quantification
22. For each quantity reported under paragraphs 10 through 14
and 18 through 21, the method or methods listed below, used to
quantify those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
22. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 14
et 18 à 21, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier
ces émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii) inclusivement.
Fuel
Combustible
23. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each petroleum refining facility.
23. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque installation de raffinage du pétrole.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
24. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraph 23.
24. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de
l’alinéa 23, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en
GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
Electricity
Électricité
25. The total annual quantity of electricity produced at each
petroleum refining facility, in MWh.
26. The total annual quantity of electricity transferred off-site
from each petroleum refining facility, in MWh.
27. The total annual quantity of electricity received by each
petroleum refining facility, in MWh.
25. La quantité totale annuelle d’électricité produite à chaque
installation de raffinage du pétrole, en MWh.
26. La quantité totale annuelle d’électricité transférée hors site
par chaque installation de raffinage du pétrole, en MWh.
27. La quantité totale annuelle d’électricité reçue par chaque
installation de raffinage du pétrole, en MWh.
Steam
Vapeur
28. The total annual quantity of steam produced at each petroleum refining facility, in GJ.
28. La quantité totale annuelle de vapeur produite à chaque installation de raffinage du pétrole, en GJ.
17. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the person shall
report the emissions according to the purpose of the activity, that
is, either industrial process or stationary fuel combustion.
18. For each of the releases reported in subparagraphs 12(i)
and 13(i), the total annual quantity, in tonnes, of those releases
that are cogeneration emissions.
19. For the releases of CO2 reported in subparagraph 13(ii), the
total annual quantity, in tonnes, of those releases resulting from
the shift reaction in hydrogen generation units.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
73
29. The total annual quantity of steam transferred off-site from
each petroleum refining facility, in GJ.
30. The total annual quantity of steam received by each petroleum refining facility, in GJ.
29. La quantité totale annuelle de vapeur transférée hors site
par chaque installation de raffinage du pétrole, en GJ.
30. La quantité totale annuelle de vapeur reçue par chaque installation de raffinage du pétrole, en GJ.
Hydrogen
Hydrogène
31. The total annual quantity of hydrogen produced at each
petroleum refining facility, in GJ.
32. The total annual quantity of hydrogen transferred off-site
from each petroleum refining facility, in GJ.
33. The total annual quantity of hydrogen received by each
petroleum refining facility, in GJ.
31. La quantité totale annuelle d’hydrogène produite à chaque
installation de raffinage du pétrole, en GJ.
32. La quantité totale annuelle d’hydrogène transférée hors site
par chaque installation de raffinage du pétrole, en GJ.
33. La quantité totale annuelle d’hydrogène reçue par chaque
installation de raffinage du pétrole, en GJ.
Removal of sulphur
Élimination du soufre
34. Where a petroleum refining facility sends a gas or liquid to
another facility for the purpose of removing sulphur from that gas
or liquid,
(i) the total annual quantity of that gas or liquid sent to another
facility, in m3; and
(ii) the total annual average sulphur content of that gas or liquid, in percent volume.
35. Where a petroleum refining facility receives a gas or liquid
from another facility for the purpose of removing sulphur from
that gas or liquid,
(i) the total annual quantity of that gas or liquid received from
another facility, in m3; and
(ii) the total annual average sulphur content of that gas or liquid, in percent volume.
36. The temperature, in °C, and pressure, in kPa, at which the
gas volumes reported in paragraphs 34 and 35 are quantified.
34. Si une installation de raffinage du pétrole envoie un gaz ou
un liquide à une autre installation pour éliminer le soufre du gaz
ou du liquide :
(i) la quantité totale annuelle de gaz ou de liquide envoyée à
une autre installation, en m3;
(ii) la moyenne totale annuelle de la teneur en soufre de ce gaz
ou de ce liquide, en pourcentage volumique.
35. Si une installation de raffinage du pétrole reçoit un gaz ou
un liquide d’une autre installation pour éliminer le soufre du gaz
ou du liquide :
(i) la quantité totale annuelle de gaz ou de liquide reçue d’une
autre installation, en m3;
(ii) la moyenne totale annuelle de la teneur en soufre de ce gaz
ou de ce liquide, en pourcentage volumique.
36. La température, en °C, et la pression, en kPa, auxquelles les
volumes de gaz déclarés aux alinéas 34 et 35 sont quantifiés.
Cogeneration
Cogénération
37. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
Feedstocks
37. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
Matières de base
3
38. The total annual quantity, in tonnes and in m , of each feedstock listed below, used at each petroleum refining facility:
(i) light/medium sweet crude oil;
(ii) light/medium sour crude oil;
(iii) heavy crude oil;
(iv) synthetic crude oil;
(v) bitumen diluted with a hydrocarbon liquid;
(vi) natural gas liquids; and
(vii) a feedstock other than those set out at subparagraphs (i)
through (vi), inclusively, and specify that feedstock.
39. The total annual quantity, in tonnes, of sulphur in all feedstocks used at each petroleum refining facility.
38. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques et en m3,
de chaque matière de base énumérée ci-après, utilisée à chaque
installation de raffinage du pétrole :
(i) brut non corrosif léger/moyen;
(ii) brut corrosif léger/moyen;
(iii) brut lourd;
(iv) brut synthétique;
(v) bitume dilué dans un hydrocarbure liquide;
(vi) liquides de gaz naturel;
(vii) autre matière de base que celles énumérées aux sousalinéas (i) à (vi) inclusivement (préciser la matière de base).
39. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de soufre
contenue dans toutes les matières de base utilisées à chaque installation de raffinage du pétrole.
74
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
Production
Production
40. The total annual quantity, in tonnes and in m3, except
where specified, of each product listed below, produced at each
petroleum refining facility:
(i) gasoline;
(ii) diesel with a sulphur concentration less than or equal to
15 mg/kg;
(iii) diesel with a sulphur concentration greater than 15 mg/kg
but less than or equal to 500 mg/kg;
(iv) diesel with a sulphur concentration greater than 500 mg/kg;
(v) propane;
(vi) butane;
(vii) kerosene;
(viii) naphtha;
(ix) aviation gasoline;
(x) aviation turbo fuel – kerosene type;
(xi) aviation turbo fuel – naphtha type;
(xii) light fuel oil No. 1;
(xiii) light fuel oil No. 2;
(xiv) light fuel oil No. 3;
(xv) light or heavy fuel oil No. 4;
(xvi) heavy fuel oil No. 5;
(xvii) heavy fuel oil No. 6 / bunker C;
(xviii) gas oils other than those identified in subparagraphs (xii)
through (xvii);
(xix) lubrication oils and greases;
(xx) refinery fuel gas or still gas, in GJ and thousand m3;
(xxi) asphaltenes;
(xxii) petroleum coke, in tonnes;
(xxiii) sulphur, in tonnes;
(xxiv) petrochemical feedstocks;
(xxv) diluent;
(xxvi) synthetic crude oil; and
(xxvii) a petroleum product other than those set out at subparagraphs (i) through (xxvi) inclusively, and specify that product.
40. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques et en m3,
sauf indication contraire, de chaque produit énuméré ci-après,
fabriqué à chaque installation de raffinage du pétrole :
(i) essence;
(ii) diesel dont la concentration en soufre est égale ou inférieure à 15 mg/kg;
(iii) diesel dont la concentration en soufre est supérieure à
15 mg/kg, mais égale ou inférieure à 500 mg/kg;
(iv) diesel dont la concentration en soufre est supérieure à
500 mg/kg;
(v) propane;
(vi) butane;
(vii) kérosène;
(viii) naphte;
(ix) essence aviation;
(x) carburant aviation (kérosène);
(xi) carburant aviation (naphte);
(xii) mazout léger no 1;
(xiii) mazout léger no 2;
(xiv) mazout léger no 3;
(xv) mazout léger ou lourd no 4;
(xvi) mazout lourd no 5;
(xvii) mazout lourd no 6/mazout C;
(xviii) gasoils autres que ceux décrits aux sous-alinéas (xii) à
(xvii);
(xix) lubrifiants (huiles et graisses);
(xx) gaz de combustion ou de distillation de raffinerie, en GJ et
en milliers de m3;
(xxi) asphaltènes;
(xxii) coke de pétrole, en tonnes métriques;
(xxiii) soufre, en tonnes métriques;
(xxiv) matières de base pétrochimiques;
(xxv) diluant;
(xxvi) brut synthétique;
(xxvii) autre produit pétrolier que ceux énumérés aux sousalinéas (i) à (xxvi) inclusivement (préciser le produit pétrolier).
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
41. For the pollution abatement equipment in operation at the
petroleum refining facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: SOx, NOx, VOCs, and
benzene; and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that
efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment as specified by the manufacturer, importer or supplier
of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
41. Concernant l’équipement antipollution en opération à l’installation de raffinage du pétrole au cours de l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de
l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes :
SOx, NOx, COV et benzène;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
Le 8 décembre 2007
42. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 41,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the petroleum refining facility within the calendar years 2001 through 2006 inclusively, which, since the
measures were implemented, have prevented the release of at
least 5% of the facility’s total annual emissions of one or more
of the substances SOx, VOCs, benzene, and CO2:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
43. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the petroleum refining facility during the 2006 calendar year to
monitor emissions of any of the substances listed in Part 1 or
Part 2 of Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
Supplément à la Gazette du Canada
75
42. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 41 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’installation de raffinage du pétrole au cours des
années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis
leur mise en œuvre, contribué à réduire d’au moins 5 % les
émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : SOx, COV, benzène et CO2 :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
43. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l’installation de raffinage du pétrole au cours
de l’année civile 2006 pour surveiller les émissions de n’importe
quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
Storage tanks
Réservoirs de stockage
44. The total number of aboveground storage tanks for each
category listed below that store hydrocarbon liquids, including
tanks that store bitumen and excluding tanks that store water containing trace amounts of hydrocarbons:
(i) have a capacity of greater than or equal to 4 m3 and less than
50 m3;
(ii) have a capacity of greater than or equal to 50 m3 and less
than 75 m3;
(iii) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and that
began to store hydrocarbon liquids before June 1, 1996;
(iv) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and that
began to store hydrocarbon liquids on or after June 1, 1996;
(v) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and store
crude oil, synthetic crude oil, bitumen or bitumen diluted with
a hydrocarbon liquid;
(vi) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and have
equipment to heat the stored hydrocarbon liquid;
(vii) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have
an external floating roof;
(viii) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have
an external floating roof which has a secondary seal;
(ix) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have an
internal floating roof;
(x) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have an
internal floating roof which has a secondary seal;
(xi) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and have
a vapour control system; and
(xii) meet the recommendations for emission control equipment
specified in Environmental Guidelines for Controlling Emissions of Volatile Organic Compounds from Aboveground Storage Tanks (CCME-EPC-87E, June 1995).
44. Le nombre total de réservoirs de stockage hors sol utilisés
pour stocker les hydrocarbures liquides, y compris les réservoirs
utilisés pour stocker le bitume et à l’exclusion des réservoirs utilisés pour stocker l’eau contenant des traces d’hydrocarbures, pour
les catégories suivantes :
(i) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 4 m3 et
inférieure à 50 m3;
(ii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 50 m3 et
inférieure à 75 m3;
(iii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides avant le 1er juin 1996;
(iv) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides le ou après le 1er juin 1996;
(v) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
qui sert à stocker le pétrole brut, le brut synthétique, le bitume
ou le bitume dilué dans un hydrocarbure liquide;
(vi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
qui est muni d’un système pour chauffer l’hydrocarbure liquide
stocké;
(vii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant externe;
(viii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant externe avec scellement secondaire;
(ix) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant interne;
(x) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant interne avec scellement secondaire;
(xi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3
doté d’un système de contrôle de vapeur;
76
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
(xii) réservoir satisfaisant aux recommandations visant les dispositifs de contrôle des émissions indiquées dans les Lignes directrices environnementales sur la réduction des émissions de
composés organiques volatils par les réservoirs de stockage
hors sol (CCME-ECP-87F, juin 1995).
Refinery activity
Activité de la raffinerie
45. (i) For each of the process units listed below, provide, in m3
per day, the unit’s charge capacity and the charge, excluding a
substance or product that is reprocessed in the petroleum refinery:
(a) atmospheric crude distillation unit;
(b) vacuum distillation unit;
(c) traditional vacuum gas oil catalytic cracking unit;
(d) mild residuum catalytic cracking unit;
(e) high residuum catalytic cracking unit;
(f) visbreaking unit;
(g) catalytic reforming unit;
(h) diesel hydrotreating unit;
(i) middle distillate dewaxing unit;
(j) gas oil and lighter hydrocracking unit;
(k) kerosene and lighter hydrotreating unit;
(l) residuum hydrocracking unit;
(m) lube hydrofinishing unit;
(n) lube hydrocracking unit;
(o) aromatics solvent extraction unit;
(p) vacuum gas oil hydrotreating unit;
(q) hydroealkylation unit;
(r) solvent deasphalting unit;
(s) solvent extraction unit;
(t) solvent dewaxing unit; and
(u) catalytic dewaxing unit.
(ii) For the isomerization unit, provide, in m3 per day, the reactor’s charge capacity and the charge, including a substance or
product that is reprocessed in the petroleum refinery.
(iii) For each of the process units listed below, provide, in m3
per day, the reactor’s charge capacity and the charge, excluding a
substance or product that is reprocessed in the petroleum refinery:
(a) delayed coking unit; and
(b) fluid coking unit.
(iv) For the special fractionation units, provide, in m3 per day,
the unit’s charge capacity and the charge, excluding a substance
or product that is reprocessed in the petroleum refinery.
45. (i) Pour chacune des unités de traitement énumérées ciaprès, déclarer la capacité de charge et la charge de l’unité, en m3
par jour, excluant les substances ou les produits qui sont retraités
dans la raffinerie de pétrole :
a) unité de distillation de brut atmosphérique;
b) unité de distillation de brut sous vide;
c) unité de craquage catalytique de gasoil sous vide
conventionnelle;
d) unité de craquage catalytique de mélange à faible teneur en
produits résiduels;
e) unité de craquage catalytique de mélange à teneur élevée en
produits résiduels;
f) unité de viscoréduction;
g) unité de reformage catalytique;
h) unité d’hydrotraitement du diesel;
i) unité de déparaffinage de distillat moyen;
j) unité d’hydrocraquage de gasoil et de brut léger;
k) unité d’hydrotraitement de kérosène et de brut léger;
l) unité d’hydrocraquage de produits résiduels;
m) unité d’hydrofinissage de lubrifiants;
n) unité d’hydrocraquage de lubrifiants;
o) unité d’extraction au solvant aromatique;
p) unité d’hydrotraitement de gasoil sous vide;
q) unité d’hydroalkylation;
r) unité de désasphaltage en dissolution;
s) unité d’extraction au solvant;
t) unité de déparaffinage au solvant;
u) unité de déparaffinage catalytique.
(ii) Pour l’unité d’isomérisation, déclarer la capacité de charge
et la charge du réacteur, en m3 par jour, y compris les substances
ou les produits qui sont retraités dans la raffinerie de pétrole.
(iii) Pour chacune des unités de traitement énumérées ci-après,
déclarer la capacité de charge et la charge du réacteur, en m3 par
jour, excluant les substances ou les produits qui sont retraités dans
la raffinerie de pétrole :
a) unité de cokéfaction retardée;
b) unité de cokéfaction fluide.
(iv) Pour les unités de fractionnement spécial, déclarer la capacité de charge et la charge de l’unité, en m3 par jour, excluant les
substances ou des produits qui sont retraités dans la raffinerie de
pétrole.
46. (i) Pour chacune des unités de traitement énumérées ciaprès, déclarer, en m3 par jour, la capacité de production et la
production des produits énumérés :
a) production de produits alkylés dans l’unité d’alkylation;
b) production de produits convertis débutanisés dans l’unité de
polymérisation;
c) production de dimère dans l’unité de dimérisation;
d) production de bitume oxydé dans l’unité de préparation de
bitume;
e) production de bitume modifié aux polymères dans l’unité de
préparation de bitume.
46. (i) For each of the process units listed below, provide, in m3
per day, the production capacity and the production of the
products:
(a) production of alkylate product in the alkylation unit;
(b) production of debutanized converted product in the
polymerization unit;
(c) production of dimate product in the dimerization unit;
(d) production of oxidized asphalt in the asphalt unit; and
(e) production of polymer modified asphalt in the asphalt unit.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
77
(ii) For the sulphur recovery unit, provide, in tonnes per day,
the production and production capacity of sulphur.
(iii) For the hydrogen generation unit, provide, in 1 000 m3 per
day, on a dry basis, and at 15°C and 1 atmosphere, the production
and production capacity of hydrogen after the shift reaction, followed by a purification operation. Pure hydrogen which is present
in the feedstock processed in the hydrogen generation unit and
which bypasses that unit’s process heater shall be excluded from
the production of hydrogen required to be reported by the operator under this subparagraph.
(iv) For the olefin cracking unit, provide, in tonnes per day, the
production capacity and the production of the products listed
below:
(a) production of ethylene; and
(b) production of propylene.
(ii) Pour l’unité de récupération de soufre, déclarer la production et la capacité de production de soufre, en tonnes métriques
par jour.
(iii) Pour l’unité de production d’hydrogène, déclarer la production et la capacité de production d’hydrogène après la conversion suivie de la purification, en 1 000 m3 par jour, sur une
base sèche, à 15 °C et 1 atmosphère. L’hydrogène pur présent
dans la matière de base traitée à l’unité de production d’hydrogène et qui contourne le dispositif de chauffage de l’unité doit
être exclu de la production d’hydrogène que l’exploitant doit déclarer en vertu du présent sous-alinéa.
(iv) Pour l’unité de craquage d’oléfines, déclarer la capacité de
production et la production, en tonnes métriques par jour, des
produits suivants :
a) éthylène;
b) propylène.
SCHEDULE 17
ANNEXE 17
POTASH
POTASSE
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of a potash facility shall report the information
required under this Schedule for the 2006 calendar year for each
potash facility that they operate.
2. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, SOx, and
VOCs, the operator shall report the required information in this
Schedule only in respect of the substance for which the potash
facility meets or exceeds the corresponding release threshold for
the 2006 calendar year.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 10 tonnes.
3. With respect to substances listed in Schedule 1 for which
there is no release threshold in this Schedule and which the facility released during the 2006 calendar year, the operator shall report the releases of those substances in accordance with the information requirements set out in this Schedule.
1. L’exploitant d’une installation de potasse doit déclarer
l’information requise en vertu de la présente annexe pour l’année
civile 2006, et ce, pour chaque installation dont il est l’exploitant.
2. Pour les substances suivantes, TPM, PM2,5, PM10, NOx, SO2,
SOx et COV, l’exploitant doit déclarer l’information requise en
vertu de la présente annexe uniquement à l’égard des substances
pour lesquelles l’installation de potasse atteint ou dépasse le seuil
d’émissions correspondant pour l’année civile 2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
10 tonnes métriques.
3. Concernant les substances énumérées à l’annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d’émissions n’est mentionné dans la présente
annexe et qui ont été rejetées par l’installation au cours de l’année
civile 2006, l’exploitant doit déclarer la quantité des émissions
conformément aux exigences établies dans la présente annexe.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definition applies to this Schedule only:
“potash facility” means a facility that mines, separates and refines
potash from potash-bearing ore.
La définition ci-après ne s’applique qu’à la présente annexe :
« installation de potasse » Installation qui exploite des gisements
de potasse, qui sépare la potasse du minerai de potasse et qui la
raffine.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
78
Supplement to the Canada Gazette
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The potash facility’s name, longitude and latitude.
4. The potash facility’s civic and postal addresses, if any.
5. The year in which the potash facility began operation.
6. The number of days during which the potash facility was in
operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
December 8, 2007
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude de l’installation de
potasse.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’installation de
potasse, s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation de l’installation de
potasse.
6. Le nombre de jours pendant lesquels l’installation de potasse
était en exploitation au cours de l’année civile 2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
10. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
potash facility, of each of the substances listed in Part 1 of Schedule 1, excluding on-site mobile combustion emissions.
15. For each of the releases reported in subparagraphs 11(i)
and 12(i), the total annual quantity, in tonnes, of those releases
that are cogeneration emissions.
10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque installation de potasse, pour chacune des substances
énumérées dans la partie 1 de l’annexe 1, excluant les émissions
liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.
11. Pour chacune des substances déclarées en vertu de l’alinéa 10, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque installation de potasse, pour chacune des catégories
suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions d’évacuation;
(iv) émissions de torchage;
(v) émissions fugitives.
12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque installation de potasse, pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels.
13. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 12 et 15.
14. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, l’exploitant doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».
15. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 11(i) et 12(i),
la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets qui sont
des émissions de cogénération.
Quantification method
Méthode de quantification
16. For each quantity reported under paragraphs 10 through 12
and 15, the method or methods listed below, used to quantify
those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
16. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 12
et 15, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces
émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
11. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
potash facility for each of the substances reported in paragraph 10, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions;
(iii) venting emissions;
(iv) flaring emissions; and
(v) fugitive emissions.
12. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each potash facility, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions; and
(ii) industrial process emissions.
13. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in paragraphs 12 and 15.
14. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the operator
shall report the emissions according to the purpose of the activity,
that is, either an industrial process or stationary fuel combustion.
Le 8 décembre 2007
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
Supplément à la Gazette du Canada
79
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii) inclusivement.
Fuel
Combustible
17. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used at each potash facility.
18. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each potash facility.
17. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée à
chaque installation de potasse.
18. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque installation de potasse.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
19. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraphs 17 and 18.
19. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des
alinéas 17 et 18, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel,
en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
Steam
Vapeur
20. The total annual quantity of steam received by each potash
facility, in GJ.
20. La quantité totale annuelle de vapeur reçue par chaque installation de potasse, en GJ.
Cogeneration
Cogénération
21. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
21. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
Production
Production
22. The total annual quantity, in tonnes, of potash containing at
least 90% of potassium chloride that is produced at each potash
facility.
22. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de potasse
contenant au moins 90 % de chlorure de potassium produit à chaque installation de potasse.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
23. For the pollution abatement equipment in operation at the
potash facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: TPM, PM10, and PM2.5;
and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment
as specified by the manufacturer, importer or supplier of that
equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
23. Concernant l’équipement antipollution en opération à l’installation de potasse au cours de l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM,
PM10 et PM2,5;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
80
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
24. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 23,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the potash facility within the calendar years
2001 through 2006 inclusively, which, since the measures were
implemented, have prevented the release of at least 5% of the
facility’s total annual emissions of one or more of the substances TPM, PM10, PM2.5, and CO2:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
24. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 23 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’installation de potasse au cours des années civiles
2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d’au moins 5 % les émissions totales
annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances
suivantes, TPM, PM10, PM2,5 et CO2 :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
25. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the potash facility during the 2006 calendar year to monitor
emissions of any of the substances listed in Part 1 or Part 2 of
Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
25. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l’installation de potasse au cours de l’année
civile 2006 pour surveiller les émissions de n’importe quelles des
substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
SCHEDULE 18
ANNEXE 18
PULP AND PAPER
PÂTES ET PAPIERS
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. The operator of a pulp and paper facility that, in the 2006
calendar year, released one or more of the substances set out
below at or above the corresponding threshold for that substance
shall report the information required under this Schedule for the
2006 calendar year for each pulp and paper facility that they
operate. If releases of only one of total greenhouse gases, TPM,
or sulphur dioxide meet or exceed the release threshold, the
operator of a pulp and paper facility shall report, for the 2006 calendar year, information required under this Schedule in respect of
all three substances.
1. L’exploitant d’une usine de pâtes et papiers qui a rejeté, au
cours de l’année civile 2006, une ou plusieurs des substances
précisées dans la présente annexe à un seuil égal ou supérieur au
seuil établi pour cette substance doit déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe pour l’année civile 2006,
et ce, pour chaque usine dont il est l’exploitant. Si les rejets
atteignent ou dépassent un seul des seuils d’émissions énumérés
ci-dessous (gaz à effet de serre, TPM ou dioxyde de soufre),
l’exploitant d’une usine de pâtes et papiers doit déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe à l’égard des trois
substances susmentionnées pour l’année civile 2006.
Release threshold for total greenhouse gases, calculated on an
annual basis and expressed as carbon dioxide equivalent –
20 000 tonnes of carbon dioxide equivalent.
Seuil d’émissions totales de gaz à effet de serre, calculé annuellement et exprimé en équivalent en dioxyde de carbone —
20 000 tonnes métriques d’équivalent en dioxyde de carbone.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
2. For the purposes of determining whether a pulp and paper facility meets or exceeds the release threshold for total greenhouse
gases set out in paragraph 1 of Part 1 of this Schedule, the following equation is to be used:
2. Afin de déterminer si une usine de pâtes et papiers atteint ou
dépasse le seuil d’émissions totales de gaz à effet de serre décrit
dans l’alinéa 1 de la partie 1 de la présente annexe, l’équation
suivante doit être utilisée :
Le 8 décembre 2007
i
Supplément à la Gazette du Canada
(
TotalCO 2 eq = ∑ E CO2 × GWPCO2
1
∑ (E
i
N 2O
× GWPN 2O
1
) + ∑ (E
i
i
1
CH 4
× GWPCH 4
)+
i
)
i
i
(
ÉquivalentCO2Total = ∑ E CO2 × PRPCO2
1
∑ (E
i
1
N 2O
× PRPN 2O
) + ∑ (E
81
i
i
1
CH 4
× PRPCH 4
)+
i
)
i
where
E = total releases of a particular gas or gas species from the
pulp and paper facility in the 2006 calendar year, expressed in tonnes
i = each emission source and
GWP = global warming potential set out in column 4 of Part 2
of Schedule 1
où :
E = émissions totales d’un gaz ou d’une espèce de gaz donné
provenant de l’usine de pâtes et papiers pendant l’année
civile 2006, exprimées en tonnes métriques
i = chaque source d’émission
PRP = potentiel de réchauffement planétaire figurant dans la
colonne 4 de la partie 2 de l’annexe 1
3. CO2 emissions from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the determination of total
annual emissions for the purposes of establishing whether a pulp
and paper facility meets or exceeds the release threshold.
3. Les émissions de CO2 provenant de la combustion de la
biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas
être prises en compte dans le calcul des émissions totales annuelles lorsqu’il s’agit de déterminer si une usine de pâtes et papiers
atteint ou dépasse le seuil d’émissions.
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“chemical pulping” means the processing of wood or other plant
material through the digestion or cooking of that wood or material, using an acid- or alkaline-based process.
“carbon dioxide equivalent (CO2 eq)” means an amount of a substance, as set out in paragraph 2 of Part 1 of this Schedule, reported in units of mass, and multiplied by the global warming
potential (GWP) set out in column 4 of Part 2 of Schedule 1.
“mechanical pulping” means the processing of wood or other
plant material through any process other than chemical pulping.
“paper product” means a product derived from pulp.
“paperboard” means a paper product with
(i) an annual average weight per unit area greater than
150 g/m2; or
(ii) an annual average thickness of more than 9 point (thousandth of inch).
“pulp” means processed cellulose fibres.
“pulp and paper facility” means a facility that produces
(i) pulp through a process that includes chemical pulping;
(ii) pulp through a process that includes mechanical pulping;
(iii) pulp through the processing of recycled material;
(iv) paperboard through a process that includes chemical
pulping;
(v) paperboard through a process that includes mechanical
pulping;
(vi) paperboard through a process that includes recycled
material;
(vii) uncoated mechanical paper through a process that includes mechanical pulping;
(viii) uncoated mechanical paper through a process that includes recycled material;
(ix) paper products other than those set at subparagraphs (iv)
through (viii), inclusively;
(x) paper products other than those set out at subparagraphs (vi) and (viii) and that is produced using recycled material; or
(xi) any of the products listed in subparagraphs (i)
through (x) inclusively.
“recycled material” means any paper product or pulp made from
recovered paper product or recovered paperboard.
“uncoated mechanical paper” means paper product that
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« carton » Produit de papier ayant :
(i) un poids moyen annuel par unité de surface supérieur à
150 g/m2;
(ii) une épaisseur moyenne annuelle de plus de 9 points (millièmes de pouce).
« équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO2) » Quantité
d’une substance, indiquée à l’alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe, exprimée en unités de masse et multipliée par le
potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant dans la
colonne 4 de la partie 2 de l’annexe 1.
« matériaux recyclés » Toute pâte ou tout produit de papier fabriqué à partir de produit de papier récupéré ou de carton
récupéré.
« papier de pâte mécanique non couché » Produit de papier qui :
(i) n’est pas couché;
(ii) contient au plus 35 % en poids de fibre provenant de la
réduction en pâte chimique (moyenne annuelle);
(iii) a un poids moyen annuel par unité de surface compris
entre 40 g/m2 et 57 g/m2.
« pâtes » Fibres de cellulose traitées.
« produit de papier » Produit dérivé de la pâte.
« réduction en pâte chimique » Traitement du bois ou d’un autre
matériel végétal par digestion ou cuisson de ce bois ou matériel, à l’aide d’un procédé acide ou alcalin.
« réduction en pâte mécanique » Traitement du bois ou d’un autre
matériel végétal au moyen d’un procédé autre que la réduction
en pâte chimique.
« usine de pâtes et papiers » Installation qui produit :
(i) des pâtes selon un procédé qui comprend la réduction en
pâte chimique;
(ii) des pâtes selon un procédé qui comprend la réduction en
pâte mécanique;
(iii) des pâtes à partir de matériaux recyclés;
(iv) du carton selon un procédé qui comprend la réduction en
pâte chimique;
(v) du carton selon un procédé qui comprend la réduction en
pâte mécanique;
(vi) du carton selon un procédé qui comprend des matériaux
recyclés;
(vii) du papier de pâte mécanique non couché selon un procédé qui comprend la réduction en pâte mécanique;
82
Supplement to the Canada Gazette
(i) is uncoated;
(ii) contains no more than 35% by weight of fibre from chemical pulping on an annual average; and
(iii) has an annual averaging weight per unit area between
40 g/m2 and 57 g/m2.
December 8, 2007
(viii) du papier de pâte mécanique non couché selon un procédé qui comprend des matériaux recyclés;
(ix) des produits de papier autres que ceux énumérés aux
sous-alinéas (iv) à (viii), inclusivement;
(x) des produits de papier autres que ceux énumérés aux
sous-alinéas (vi) et (viii) et qui sont fabriqués à partir de matériaux recyclés;
(xi) n’importe lequel des produits énumérés aux sousalinéas (i) à (x), inclusivement.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude de l’usine de pâtes et
papiers.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’usine de pâtes
et papiers, s’il y a lieu.
5. L’année du début de l’exploitation de l’usine de pâtes et papiers.
6. Le nombre de jours pendant lesquels l’usine de pâtes et papiers était en exploitation au cours de l’année civile 2006.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
2. The name of the operator’s contact person, if any, and the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The pulp and paper facility’s name, longitude and latitude.
4. The pulp and paper facility’s civic and postal addresses, if
any.
5. The year in which the pulp and paper facility began
operation.
6. The number of days during which the pulp and paper facility
was in operation in the 2006 calendar year.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
10. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
pulp and paper facility, of TPM, SOx, and SO2, excluding on-site
mobile combustion emissions.
10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de TPM, de SOx et de SO2 pour chaque usine de pâtes et papiers,
excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se
produisant sur le site.
11. Pour chacune des substances déclarées en vertu de l’alinéa 10, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque usine de pâtes et papiers, pour chacune des catégories
suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels.
12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de PM2,5, de PM10, de NOx et de COV de chaque usine de pâtes et
papiers où les rejets atteignent ou dépassent le seuil d’émissions
correspondant pour l’année civile 2006. Cette quantité totale ne
doit pas inclure les émissions liées aux activités de combustion
mobile se produisant sur le site :
(i) seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique;
(ii) seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique;
(iii) seuil d’émissions totales de NOx, calculé annuellement —
20 tonnes métriques;
11. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
pulp and paper facility for each of the substances reported in
paragraph 10, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions; and
(ii) industrial process emissions.
12. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
pulp and paper facility, of PM2.5, PM10, NOx, and VOCs where
the release of the substance meets or exceeds the corresponding
release threshold for the 2006 calendar year. This total quantity
shall not include on-site mobile combustion emissions:
(i) release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes;
(ii) release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes;
(iii) release threshold for total NOx, calculated on an annual
basis – 20 tonnes; and
(iv) release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 10 tonnes.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
83
18. For each of the releases reported in subparagraphs 11(i)
and 13(i) and paragraph 14, the total annual quantity, in tonnes, of
those releases that are cogeneration emissions.
19. For the CO2 releases reported in subparagraph 13(ii), the
total annual quantity, in tonnes, of those releases resulting from
the calcination or dissolution of carbonates.
(iv) seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
10 tonnes métriques.
13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque usine de pâtes et papiers, pour chacune des
catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels.
14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CH4 et de N2O provenant des émissions de combustion stationnaire de combustible pour chaque usine de pâtes et papiers.
15. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 13 et 18.
16. Les rejets de CH4 et de N2O provenant de la combustion de
la biomasse doivent être inclus dans les émissions déclarées en
vertu de l’alinéa 14.
17. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, l’exploitant doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel »
ou « combustion stationnaire de combustible ».
18. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 11(i) et 13(i)
et à l’alinéa 14, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques,
de rejets qui sont des émissions de cogénération.
19. Pour les rejets de CO2 déclarés au sous-alinéa 13(ii), la
quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant
de la calcination ou de la dissolution des carbonates.
Quantification method
Méthode de quantification
20. For each quantity reported under paragraphs 10 through 14
and 18 and 19, the method or methods listed below, used to quantify those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
20. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 14
et 18 et 19, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier
ces émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si une méthode différente de celles décrites aux
sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement est utilisée.
Fuel
Combustible
21. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used at each pulp and paper facility.
21. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée à
chaque usine de pâtes et papiers.
22. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque usine de pâtes et
papiers.
13. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each pulp and paper facility, for each source category listed
below:
(i) stationary fuel combustion emissions; and
(ii) industrial process emissions.
14. The total annual quantity, in tonnes, of CH4 and N2O releases from each pulp and paper facility, from stationary fuel
combustion emissions.
15. CO2 releases from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the emissions reported in paragraphs 13 and 18.
16. CH4 and N2O releases from the combustion of biomass
shall be included in the emissions reported in paragraph 14.
17. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the operator
shall report the emissions according to the purpose of the activity,
that is, either an industrial process or stationary fuel combustion.
22. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each pulp and paper facility.
Higher heating value
Pouvoir calorifique supérieur
23. The annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity, for each fuel quantity
reported under paragraphs 21 and 22.
23. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des
alinéas 21 et 22, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel,
en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
84
Supplement to the Canada Gazette
December 8, 2007
Electricity
Électricité
24. The total annual quantity of electricity produced at each
pulp and paper facility, in MWh.
25. The total annual quantity of electricity transferred off-site
from each pulp and paper facility, in MWh.
26. The total annual quantity of electricity received by each
pulp and paper facility, in MWh.
24. La quantité totale annuelle d’électricité produite à chaque
usine de pâtes et papiers, en MWh.
25. La quantité totale annuelle d’électricité transférée hors site
par chaque usine de pâtes et papiers, en MWh.
26. La quantité totale annuelle d’électricité reçue par chaque
usine de pâtes et papiers, en MWh.
Steam
Vapeur
27. The total annual quantity of steam produced at each pulp
and paper facility, in GJ.
28. The total annual quantity of steam transferred off-site from
each pulp and paper facility, in GJ.
29. The total annual quantity of steam received by each pulp
and paper facility, in GJ.
27. La quantité totale annuelle de vapeur produite à chaque
usine de pâtes et papiers, en GJ.
28. La quantité totale annuelle de vapeur transférée hors site
par chaque usine de pâtes et papiers, en GJ.
29. La quantité totale annuelle de vapeur reçue par chaque
usine de pâtes et papiers, en GJ.
Cogeneration
Cogénération
30. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
30. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
Production
Production
31. The total annual quantity, in tonnes, of each product listed
below, produced at each pulp and paper facility:
(i) pulp through a process that includes chemical pulping;
(ii) pulp through a process that includes mechanical pulping;
(iii) pulp through the processing of recycled material;
(iv) paperboard through a process that includes chemical
pulping;
(v) paperboard through a process that includes mechanical
pulping;
(vi) paperboard through a process that includes recycled
material;
(vii) uncoated mechanical paper through a process that includes
mechanical pulping;
(viii) uncoated mechanical paper through a process that includes recycled material;
(ix) paper products other than those set out in subparagraphs (iv)
through (viii), inclusively; and
(x) paper products other than those set out in subparagraphs (vi) and (viii) and that are produced using recycled
material.
31. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque
produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque usine de pâtes et
papiers :
(i) pâtes selon un procédé qui comprend la réduction en pâte
chimique;
(ii) pâtes selon un procédé qui comprend la réduction en pâte
mécanique;
(iii) pâtes à partir de matériaux recyclés;
(iv) carton selon un procédé qui comprend la réduction en pâte
chimique;
(v) carton selon un procédé qui comprend la réduction en pâte
mécanique;
(vi) carton selon un procédé qui comprend des matériaux
recyclés;
(vii) papier de pâte mécanique non couché selon un procédé
qui comprend la réduction en pâte mécanique;
(viii) papier de pâte mécanique non couché selon un procédé
qui comprend des matériaux recyclés;
(ix) produits de papier autres que ceux énumérés aux sousalinéas (iv) à (viii), inclusivement;
(x) produits de papier autres que ceux énumérés aux sousalinéas (vi) et (viii) et qui sont fabriqués à partir de matériaux
recyclés.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
32. For the pollution abatement equipment in operation at the
pulp and paper facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: TPM, PM10, PM2.5, and
SO2; and
32. Concernant l’équipement antipollution en opération à
l’usine de pâtes et papiers au cours de l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM,
PM10, PM2,5 et SO2;
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
85
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that
efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment as specified by the manufacturer, importer or supplier
of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou
entre 2000 et 2006.
33. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 32,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the pulp and paper facility within the calendar
years 2001 through 2006 inclusively, which, since the measures were implemented, have prevented the release of at least
5% of the facility’s total annual emissions of one or more of
the substances CO2, CH4, and N2O:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
33. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 32 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’usine de pâtes et papiers au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en
œuvre, contribué à réduire d’au moins 5 % les émissions totales
annuelles de CO2, de CH4 et de N2O de l’installation :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
34. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the pulp and paper facility during the 2006 calendar year to
monitor emissions of any of the substances listed in Part 1 or
Part 2 of Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
34. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l’usine de pâtes et papiers au cours de l’année
civile 2006 pour surveiller les émissions de n’importe quelles des
substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
SCHEDULE 19
ANNEXE 19
UPSTREAM OIL AND GAS
PÉTROLE ET GAZ EN AMONT
Part 1 – Persons required to report
Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration
1. (i) The operator of an upstream oil and gas facility shall report the information required under this Schedule for the 2006
calendar year for each upstream oil and gas facility that they
operate.
(ii) The operator referred to in subparagraph (i) shall report
only
(a) if the total average production of that upstream oil and gas
facility, or of all the upstream oil and gas facilities they operate, was equal to or greater than 10 000 barrels of oil equivalent
per day (boe/d) during the 2006 calendar year; and
(b) if the upstream oil and gas facility had total greenhouse
gas emissions, as defined in paragraph 2 of Part 1 of this Schedule, that were equal to or exceeded a release threshold of
1 000 tonnes during the 2006 calendar year calculated on an
1. (i) L’exploitant d’une installation de production de pétrole et
gaz en amont doit déclarer l’information requise en vertu de la
présente annexe pour l’année civile 2006 pour chaque installation
de production de pétrole et gaz en amont qu’il exploite.
(ii) L’exploitant mentionné au sous-alinéa (i) ne doit déclarer
cette information :
a) que si la production moyenne totale de l’installation de production de pétrole et gaz en amont, ou de toutes les installations de production de pétrole et gaz en amont qu’il exploite,
était égale ou supérieure à 10 000 barils équivalent pétrole par
jour (bep/j) au cours de l’année civile 2006;
b) que si l’installation de production de pétrole et gaz en amont
avait des émissions totales de gaz à effet de serre, précisées
à l’alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe, égales ou
Supplement to the Canada Gazette
86
December 8, 2007
annual basis and expressed as carbon dioxide equivalent
(CO2eq).
supérieures au seuil d’émissions de 1 000 tonnes métriques calculé annuellement et exprimé en équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO2), au cours de l’année civile 2006.
2. For the purposes of determining whether the total greenhouse gas emissions of an upstream oil and gas facility meet or
exceed the release threshold, the following equation is to be used:
2. Afin de déterminer si les émissions totales de gaz à effet de
serre d’une installation de production de pétrole et gaz en amont
atteignent ou dépassent le seuil d’émissions, l’équation suivante
doit être utilisée :
i
(
)
i
(
)
TotalCO2 eq = ∑ ECO2 × GWPCO2 i + ∑ ECH 4 × GWPCH 4 i +
1
∑ (E
i
1
N 2O
× GWPN 2O
1
)
i
where
E = total releases of a particular gas or gas species from the
upstream oil and gas facility in the 2006 calendar year, expressed in tonnes
i = each emission source and
GWP = global warming potential set out in column 4 of Part 2
of Schedule 1
i
(
)
i
(
)
ÉquivalentCO2Total = ∑ ECO2 × PRPCO2 i + ∑ ECH 4 × PRPCH 4 i +
1
∑ (E
i
1
N 2O
× PRPN 2O
1
)
i
où :
E = émissions totales d’un gaz ou d’une espèce de gaz donné
provenant de l’installation de production de pétrole et gaz
en amont pendant l’année civile 2006, exprimées en tonnes métriques
i = chaque source d’émission
PRP = potentiel de réchauffement planétaire figurant dans la
colonne 4 de la partie 2 de l’annexe 1
3. Emissions of substances in Schedule 1, Part 2, that are fugitive emissions shall not be included in the determination of total
emissions for the purposes of establishing whether an upstream
oil and gas facility meets or exceeds the release thresholds for
carbon dioxide equivalent.
3. Les émissions des substances énumérées dans la partie 2 de
l’annexe 1 qui sont des émissions fugitives ne doivent pas être
prises en compte dans le calcul des émissions totales lorsqu’il
s’agit de déterminer si une installation de production de pétrole et
gaz en amont atteint ou dépasse le seuil d’émissions pour les
équivalents en dioxyde de carbone.
4. CO2 emissions from the combustion of biomass or decomposition of biomass shall not be included in the determination of
total emissions for the purposes of establishing whether an upstream oil and gas facility meets or exceeds the release threshold.
4. Les émissions de CO2 provenant de la combustion de la
biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas
être prises en compte dans le calcul des émissions totales lorsqu’il
s’agit de déterminer si une installation de production de pétrole et
gaz en amont atteint ou dépasse le seuil d’émissions.
5. For the substances TPM, PM2.5, PM10, NOx, SO2, SOx, and
VOCs, the operator that meets the criteria set out in paragraph 1
of Part 1 of this Schedule shall report the required information in
this Schedule only in respect of the substance for which the upstream oil and gas facility meets or exceeds the corresponding
release threshold for the 2006 calendar year.
Release threshold for total TPM, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total PM2.5, calculated on an annual
basis – 0.3 tonnes.
Release threshold for total PM10, calculated on an annual
basis – 0.5 tonnes.
Release threshold for total NOx (expressed as NO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SO2, calculated on an annual
basis – 20 tonnes.
Release threshold for total SOx (expressed as SO2), calculated
on an annual basis – 20 tonnes.
Release threshold for total VOCs, calculated on an annual
basis – 10 tonnes.
5. Pour les substances suivantes, TPM, PM2,5, PM10, NOx, SO2,
SOx et COV, l’exploitant répondant aux critères établis à l’alinéa 1 de la partie 1 de la présente annexe doit déclarer l’information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l’égard
des substances pour lesquelles l’installation de production de
pétrole et gaz en amont atteint ou dépasse le seuil d’émissions
correspondant pour l’année civile 2006.
Seuil d’émissions totales de TPM, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de PM2,5, calculé annuellement —
0,3 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de PM10, calculé annuellement —
0,5 tonne métrique.
Seuil d’émissions totales de NOx (exprimées sous forme de
NO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SO2, calculé annuellement —
20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de SOx (exprimées sous forme de
SO2), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.
Seuil d’émissions totales de COV, calculé annuellement —
10 tonnes métriques.
6. With respect to substances listed in Schedule 1 for which
there is no release threshold in this Schedule and which the facility released during the 2006 calendar year, the operator shall report the releases of those substances in accordance with the information requirements set out in this Schedule.
6. Concernant les substances énumérées à l’annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d’émissions n’est mentionné dans la présente
annexe et qui ont été rejetées par l’installation au cours de l’année
civile 2006, l’exploitant doit déclarer la quantité des émissions
conformément aux exigences établies dans la présente annexe.
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
87
Part 2 – Definitions
Partie 2 — Définitions
The following definitions apply to this Schedule only:
“acid gas” means a gas mixture that has been separated from
natural gas that consists of hydrogen sulphide or carbon dioxide and that may contain trace amounts of hydrocarbons, water,
or other contaminants.
“barrel of oil equivalent” means a method of calculating the energy contained in natural gas or natural gas liquids in a manner
that allows the expression of that energy in barrels of oil and
such that
(i) the energy in natural gas is converted to the energy content of barrels of oil on the basis of 6 000 cubic feet of natural gas to one barrel of oil; and
(ii) the energy in natural gas liquid is converted on the basis
that one barrel of natural gas liquid equals one barrel of oil.
“bitumen” means crude oil having a density greater than or equal
to 1 000 kg/m3.
“carbon dioxide equivalent (CO2eq)” means an amount of a substance, as set out in paragraph 2 of Part 1 of this Schedule, reported in units of mass, and multiplied by the global warming
potential (GWP) set out in column 4 of Part 2 of Schedule 1.
“conventional natural gas well” means a hole drilled in the earth
for the purpose of extracting natural gas and does not include
an unconventional natural gas well.
“crude oil battery” means a type of an upstream oil and gas facility
that is comprised of a system or arrangement of storage and separation equipment, or measurement devices or other equipment
and that receives crude oil from one or more crude oil wells.
“crude oil well” means a hole drilled in the earth for the purpose
of extracting crude oil.
“custody transfer point” means the location where control of
marketable natural gas is transferred from one person to
another.
“emergency diesel engine” means a diesel engine whose purpose
is to provide electrical power to a facility in the event of an interruption of grid-supplied electricity. An emergency diesel engine cannot operate more than 300 hours a year.
“formation CO2” means CO2 that occurs naturally with, or is in
solution in, natural gas or heavy crude oil or light/medium
crude oil or bitumen.
“glycol dehydration unit” means a device in which a liquid glycol
absorbent, including ethylene glycol, diethylene glycol, or
triethylene glycol, comes into contact with natural gas and absorbs water from that gas.
“greenhouse gases” means carbon dioxide, which has the molecular formula CO2, methane, which has the molecular formula
CH4, and nitrous oxide, which has the molecular formula N2O.
“heavy crude oil” means crude oil that has a density of between
900 kg/m3 and 1 000 kg/m3.
“light/medium crude oil” means crude oil that has a density of
less than or equal to 900 kg/m3.
“marketable natural gas” means natural gas that
(i) contains at least 90% methane (CH4); and
(ii) meets specifications for transport by a pipeline regulated
by the National Energy Board Act, the Canada Oil and Gas
Operations Act, the Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum
Resources Accord Implementation Act, the CanadaNewfoundland Atlantic Accord Implementation Act, the Territorial Lands Act, or by the legislation of a province.
“natural gas” means a mixture that
(i) occurs naturally in geologic formations;
Les définitions ci-après ne s’appliquent qu’à la présente annexe :
« baril équivalent pétrole » Méthode utilisée pour calculer l’énergie contenue dans le gaz naturel ou les liquides du gaz naturel
qui est exprimée en barils de pétrole :
(i) l’énergie contenue dans le gaz naturel est convertie en valeur énergétique des barils de pétrole comme suit : 6 000 pieds
cubes de gaz naturel pour chaque baril de pétrole;
(ii) l’énergie contenue dans les liquides de gaz naturel est
convertie comme suit : un baril de liquide de gaz naturel
pour chaque baril de pétrole.
« bitume » Pétrole brut dont la densité est supérieure ou égale à
1 000 kg/m3.
« brut léger/moyen » Pétrole brut dont la densité est inférieure ou
égale à 900 kg/m3.
« CO2 du gisement » Dioxyde de carbone (CO2) qui se trouve
naturellement, ou dissous, dans le gaz naturel, le pétrole brut
lourd, le pétrole brut léger/moyen ou le bitume.
« déshydrateur de glycol » Dispositif dans lequel de l’absorbant
glycol liquide (y compris, mais sans s’y limiter, de l’éthylèneglycol, du diéthylèneglycol ou du triéthylèneglycol) entre en
contact direct avec du gaz naturel et absorbe l’eau de ce gaz.
« équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO2) » Quantité
d’une substance, indiquée à l’alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe, exprimée en unités de masse et multipliée par le
potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant dans la
colonne 4 de la partie 2 de l’annexe 1.
« gaz à effet de serre » Dioxyde de carbone, dont la formule moléculaire est CO2, méthane, dont la formule moléculaire est
CH4, et oxyde nitreux, dont la formule moléculaire est N2O.
« gaz acide » Mélange de gaz ayant été séparé du gaz naturel qui est
constitué de sulfure d’hydrogène ou de dioxyde de carbone et
pouvant contenir des traces d’hydrocarbures, d’eau ou d’autres
contaminants.
« gaz naturel » Mélange :
(i) que l’on retrouve à l’état naturel dans des formations
géologiques;
(ii) composé d’azote, de dioxyde de carbone ou de sulfure d’hydrogène de même que de méthane et d’autres
hydrocarbures;
(iii) composé de gaz naturel acide et de gaz naturel non
corrosif.
« gaz naturel acide » Gaz naturel dont la teneur en sulfure
d’hydrogène (H2S) est supérieure à 10 moles par kilomole
(mol/kmol).
« gaz naturel marchand » Gaz naturel qui :
(i) contient au moins 90 % de méthane (CH4);
(ii) répond aux exigences prescrites en matière de transport
par pipeline réglementé par la Loi sur l’Office national de
l’énergie, la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, la
Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada — NouvelleÉcosse sur les hydrocarbures extracôtiers, la Loi de mise en
œuvre de l’Accord atlantique Canada — Terre-Neuve, la Loi
sur les terres territoriales ou par les lois d’une province.
« gaz naturel non classique » Méthane de houille aussi connu sous
le nom de gaz de houille lorsqu’il est extrait d’un filon de
charbon, de gaz de réservoir étanche lorsqu’il est extrait du
grès ou de roches carbonatées, ou de gaz de schiste lorsqu’il est
extrait d’intervalles schisteux.
« gaz naturel non corrosif » Gaz naturel dont la teneur en sulfure
d’hydrogène (H2S) est égale ou inférieure à 10 moles par kilomole (mol/kmol).
88
Supplement to the Canada Gazette
(ii) is comprised of nitrogen, carbon dioxide or hydrogen
sulphide, as well as methane and other hydrocarbons; and
(iii) includes sour natural gas and sweet natural gas.
“natural gas battery” means a type of an upstream oil and gas
facility that is comprised of a system or arrangement of storage,
separation, compression, and dehydration equipment, measurement devices or other equipment and that receives natural
gas from one or more conventional or unconventional natural
gas wells prior to delivery to a natural gas gathering system, or
to a custody transfer point.
“natural gas gathering system” means a type of an upstream oil
and gas facility consisting of natural gas lines that are used to
move products from one facility to another, upstream of a
sweet natural gas processing plant, or upstream of a sour natural gas processing plant. The facility may include compressors, line heaters, equipment for measurement, dehydrators,
and storage devices.
“natural gas liquid” means a liquid hydrocarbon extracted from
natural gas.
“natural gas straddle plant” means a type of upstream oil and gas
facility that is located along natural gas pipelines and that extracts ethane, natural gas liquids and other substances from
natural gas.
“offshore installation” means a type of an upstream oil and gas
facility that is an offshore drilling unit, production platform or
ship, or subsea installation attached or anchored to the continental shelf of Canada in connection with the production of oil
or gas.
“sour natural gas” means natural gas with a hydrogen sulphide
(H2S) concentration of more than 10 moles per kilomole
(mol/kmol).
“sour natural gas processing plant” means a type of an upstream
oil and gas facility that extracts helium, ethane or natural gas
liquids from sour natural gas, in order to produce marketable
natural gas.
“sour natural gas processing plant (flaring)” means a sour natural
gas processing plant that removes acid gas from sour natural
gas, in order to produce marketable natural gas, and flares the
acid gas.
“sour natural gas processing plant (injection)” means a sour natural gas processing plant that produces marketable natural gas
and injects, underground for disposal, all or a portion of the
acid gas from that production.
“sour natural gas processing plant (sulphur recovery)” means a
sour natural gas processing plant that produces marketable
natural gas and elemental sulphur.
“sweet natural gas” means natural gas with a hydrogen sulphide
(H2S) concentration of 10 moles per kilomole (mol/kmol) or
less.
“sweet natural gas processing plant” means a type of an upstream
oil and gas facility that extracts helium, ethane or natural gas
liquids from natural gas, in order to produce marketable natural
gas.
“unconventional natural gas” means coalbed methane, also
known as coalbed gas, when it is extracted from a coal seam,
tight gas when it is extracted from sandstone or carbonate
rocks, and shale gas when it is extracted from shale intervals.
“unconventional natural gas well” means a hole drilled in the
earth for the purpose of extracting natural gas from coal seams,
known as coalbed gas or coalbed methane, natural gas from
sandstone or carbonate rocks, known as tight gas, or natural gas
from shale intervals, known as shale gas.
“upstream oil and gas facility” means a facility that is comprised
in part or in whole of one or more of the following types of
facilities:
December 8, 2007
« installation de production de pétrole et gaz en amont » Installation composée entièrement ou partiellement d’un ou de plusieurs des types d’installations suivants :
(i) usine de pétrole brut;
(ii) usine de gaz naturel;
(iii) réseau collecteur de gaz naturel;
(iv) usine de traitement du gaz naturel non corrosif;
(v) usine de traitement de gaz naturel acide (récupération de
soufre);
(vi) usine de traitement de gaz naturel acide (torchage);
(vii) usine de traitement de gaz naturel acide (injection);
(viii) usine de chevauchement de gaz naturel;
(ix) installation extracôtière.
« installation extracôtière » Type d’installation de production de
pétrole et gaz en amont qui correspond à une plate-forme de forage extracôtière, une plate-forme ou un navire de production,
ou une installation sous-marine rattachée ou fixée au plateau
continental du Canada servant à la production pétrolière ou
gazière.
« liquide de gaz naturel » Hydrocarbure liquide extrait du gaz
naturel.
« moteur diesel de secours » Moteur diesel servant à fournir de
l’énergie électrique à une installation en cas de panne d’électricité
d’un réseau de distribution. La durée maximale de fonctionnement d’un moteur diesel de secours est de 300 heures par an.
« pétrole brut lourd » Pétrole brut dont la densité varie de 900 kg/m3
à 1 000 kg/m3.
« point de transfert fiduciaire » Point où s’effectue le transfert
entre deux personnes de la propriété du gaz naturel marchand.
« puits de gaz naturel classique » Trou percé dans la terre afin
d’extraire du gaz naturel, mais ne comprend pas les puits de
gaz naturel non classique.
« puits de gaz naturel non classique » Trou percé dans la terre afin
d’extraire du gaz naturel de filons de charbon (gaz de houille et
méthane de houille), du gaz naturel du grès ou de roches carbonatées (gaz de réservoir étanche) ou du gaz naturel d’intervalles schisteux (gaz de schiste).
« puits de pétrole brut » Trou percé dans la terre afin d’extraire du
pétrole brut.
« réseau collecteur de gaz naturel » Type d’installation de production de pétrole et gaz en amont composée de canalisations de
gaz naturel utilisées pour transporter les produits d’une installation à l’autre, en amont d’une usine de traitement de gaz naturel non corrosif, ou en amont d’une usine de traitement de gaz
naturel acide. L’installation peut comprendre des compresseurs, des réchauffeurs de canalisations, des appareils de mesure, des déshydrateurs et des appareils de stockage.
« usine de chevauchement de gaz naturel » Type d’installation de
production de pétrole et gaz en amont située le long des gazoducs et qui extrait l’éthane, les liquides de gaz naturel et
d’autres substances du gaz naturel.
« usine de gaz naturel » Type d’installation de production de pétrole et gaz en amont qui comprend un groupe ou une batterie
d’équipement de stockage, de séparation, de compression et de
déshydratation, des appareils de mesure ou tout autre équipement
qui reçoit du gaz naturel d’un ou de plusieurs puits de gaz naturel
classique ou non classique avant de le transporter au réseau collecteur de gaz naturel ou au point de transfert fiduciaire.
« usine de traitement de gaz naturel acide » Type d’installation de
production de pétrole et gaz en amont qui extrait l’hélium,
l’éthane ou les liquides de gaz naturel du gaz naturel acide en
vue de la production de gaz naturel marchand.
« usine de traitement de gaz naturel acide (injection) » Usine de
traitement de gaz naturel acide qui produit du gaz naturel
Le 8 décembre 2007
(i) crude oil battery;
(ii) natural gas battery;
(iii) natural gas gathering system;
(iv) sweet natural gas processing plant;
(v) sour natural gas processing plant (sulphur recovery);
(vi) sour natural gas processing plant (flaring);
(vii) sour natural gas processing plant (injection);
(viii) natural gas straddle plant; or
(ix) offshore installation.
Supplément à la Gazette du Canada
89
marchand et élimine par injection souterraine la totalité ou une
partie du gaz acide correspondant à cette production.
« usine de traitement de gaz naturel acide (récupération de soufre) »
Usine de traitement de gaz naturel acide qui produit du gaz naturel marchand et du soufre élémentaire.
« usine de traitement de gaz naturel acide (torchage) » Usine de
traitement de gaz naturel acide qui élimine les gaz acides du
gaz naturel acide en vue de la production de gaz naturel marchand et du torchage du gaz acide.
« usine de traitement de gaz naturel non corrosif » Type
d’installation de production de pétrole et gaz en amont qui extrait l’hélium, l’éthane ou les liquides de gaz naturel du gaz naturel en vue de la production de gaz naturel marchand.
« usine de pétrole brut » Type d’installation de production de
pétrole et gaz en amont qui comprend un groupe ou une batterie d’appareils de séparation et de stockage ou d’appareils de
mesure ou tout autre équipement pouvant contenir du pétrole
brut venant d’un ou de plusieurs puits de pétrole brut.
Part 3 – Information to report
Partie 3 — Information à déclarer
Administrative information
Information de nature administrative
1. The operator’s name, civic and postal addresses, telephone
and fax numbers, if any, and email address, if any.
3. The upstream oil and gas facility’s name, longitude and
latitude.
1. Le nom de l’exploitant, son adresse municipale et son
adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s’il
y a lieu).
2. Le nom de la personne-ressource de l’exploitant (s’il y a
lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son
numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s’il y a lieu)
et son adresse de courrier électronique (s’il y a lieu).
3. Le nom, la longitude et la latitude de l’installation de production de pétrole et gaz en amont.
4. The upstream oil and gas facility’s civic and postal addresses, if any.
4. L’adresse municipale et l’adresse postale de l’installation de
production de pétrole et gaz en amont, s’il y a lieu.
5. The year in which the upstream oil and gas facility began
operation.
5. L’année du début de l’exploitation de l’installation de production de pétrole et gaz en amont.
6. The number of days during which the upstream oil and gas
facility was in operation in the 2006 calendar year.
6. Le nombre de jours pendant lesquels l’installation de production de pétrole et gaz en amont était en exploitation au cours
de l’année civile 2006.
7. The applicable six-digit NAICS 2002 codes, if any, or the
four-digit NAICS 2002 code.
7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s’il y a
lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.
8. The NPRI identification number, if any.
9. A statement of certification dated and signed by the operator
declaring that all the information required to be provided under
this notice has been submitted.
8. Le numéro d’identification de l’INRP, s’il y a lieu.
9. Une attestation datée et signée par l’exploitant déclarant que
toute l’information requise en réponse à cet avis a été soumise.
10. The identification number for the upstream oil and gas facility in cases where a unique identifier has been issued by a
province, by the Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board,
by the National Energy Board, or by the Canada-Newfoundland
and Labrador Offshore Petroleum Board.
10. Le numéro d’identification de l’installation de production
de pétrole et gaz en amont dans les cas où un identificateur unique
a été émis par un gouvernement provincial, l’Office Canada —
Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, l’Office national
de l’énergie ou l’Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des
hydrocarbures extracôtiers.
11. Le type d’installation de production de pétrole et gaz en
amont énuméré ci-dessous qui fait l’objet du rapport :
(i) usine de pétrole brut;
(ii) usine de gaz naturel;
(iii) réseau collecteur de gaz naturel;
(iv) usine de traitement du gaz naturel non corrosif;
(v) usine de traitement de gaz naturel acide (récupération de
soufre);
(vi) usine de traitement de gaz naturel acide (torchage);
2. The name of the operator’s contact person, if any, the
contact person’s title, civic and postal addresses, telephone and
fax numbers, if any, and email address, if any.
11. The type of upstream oil and gas facility listed below for
which the report is being submitted:
(i) crude oil battery;
(ii) natural gas battery;
(iii) natural gas gathering system;
(iv) sweet natural gas processing plant;
(v) sour natural gas processing plant (sulphur recovery);
(vi) sour natural gas processing plant (flaring);
(vii) sour natural gas processing plant (injection);
90
Supplement to the Canada Gazette
(viii) natural gas straddle plant; or
(ix) offshore installation.
December 8, 2007
(vii) usine de traitement de gaz naturel acide (injection);
(viii) usine de chevauchement de gaz naturel;
(ix) installation extracôtière.
Quantities of emissions released
Quantités d’émissions rejetées
12. The total annual quantity, in tonnes, of releases from each
upstream oil and gas facility, of each of the substances listed
in Part 1 of Schedule 1, excluding on-site mobile combustion
emissions.
12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de chaque installation de production de pétrole et gaz en amont,
pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l’annexe 1, excluant les émissions liées aux activités de combustion
mobile se produisant sur le site.
13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de benzène de chaque installation de production de pétrole et gaz
en amont.
14. Pour chacune des substances déclarées en vertu des alinéas 12 et 13, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de
rejets de chaque installation de production de pétrole et gaz en
amont, pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions d’évacuation;
(iv) émissions de torchage;
(v) émissions fugitives.
15. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CO2 de chaque installation de production de pétrole et gaz en
amont, pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;
(ii) émissions de procédés industriels;
(iii) émissions d’évacuation;
(iv) émissions de torchage;
(v) émissions fugitives.
16. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CH4 de chaque installation de production de pétrole et gaz en
amont, pour chacune des catégories suivantes :
(i) émissions d’évacuation;
(ii) émissions fugitives.
17. Les rejets de CO2 provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être
inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 15 et 21.
18. Pour les besoins des alinéas 12 et 14, les rejets de NOx doivent être déclarés en exprimant ces NOx sous forme de poids de
NO2.
19. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire
de combustible, l’exploitant doit les classer dans la catégorie qui
correspond au but principal de l’activité, soit « procédé industriel »
ou « combustion stationnaire de combustible ».
20. Pour les rejets de CO2 déclarés au sous-alinéa 15(i), la
quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets qui sont
des émissions de cogénération.
21. Pour chacun des rejets déclarés au sous-alinéa 15(iii), la
quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant
du CO2 du gisement.
22. Pour chacun des rejets de CH4, de COV et de benzène déclarés aux sous-alinéas 14(v) et 16(ii), la quantité totale annuelle,
en tonnes métriques, de rejets provenant de chacune des catégories suivantes :
(i) émissions provenant du stockage;
(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;
(iii) émissions provenant de fuites de l’équipement.
13. The total annual quantity, in tonnes, of benzene releases
from each upstream oil and gas facility.
14. The total annual quantity, in tonnes, of releases for each of
the substances reported in paragraphs 12 and 13 from each upstream oil and gas facility, for each source category listed below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions;
(iii) venting emissions;
(iv) flaring emissions; and
(v) fugitive emissions.
15. The total annual quantity, in tonnes, of CO2 releases from
each upstream oil and gas facility, for each source category listed
below:
(i) stationary fuel combustion emissions;
(ii) industrial process emissions;
(iii) venting emissions;
(iv) flaring emissions; and
(v) fugitive emissions.
16. The total annual quantity, in tonnes, of CH4 releases from
each upstream oil and gas facility, for each source category listed
below:
(i) venting emissions; and
(ii) fugitive emissions.
17. CO2 releases from the combustion of biomass or the decomposition of biomass shall not be included in the emissions
reported in paragraphs 15 and 21.
18. For the purpose of paragraphs 12 and 14, NOx releases shall
be reported by expressing the NOx as NO2 on a mass basis.
19. Where industrial process emissions are produced in combination with stationary fuel combustion emissions, the operator
shall report the emissions according to the purpose of the activity,
that is, either an industrial process or stationary fuel combustion.
20. For the CO2 releases reported in subparagraph 15(i), the total annual quantity, in tonnes, of those releases that are cogeneration emissions.
21. For each of the releases reported in subparagraph 15(iii),
the total annual quantity, in tonnes, of those releases resulting
from formation CO2.
22. For each of the releases of CH4, VOCs, and benzene reported in subparagraphs 14(v) and 16(ii), the total annual quantity, in tonnes, of those releases resulting from each category
listed below:
(i) storage emissions;
(ii) loading and unloading emissions; and
(iii) equipment leak emissions.
Le 8 décembre 2007
23. The total annual quantity, in tonnes, of CH4, VOCs, and
benzene releases from wastewater emissions from each upstream
oil and gas facility.
Supplément à la Gazette du Canada
91
25. The total annual quantity, in tonnes, of benzene releases
from glycol dehydration units, from each upstream oil and gas
facility.
23. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de CH4, de COV et de benzène de chaque installation de production de pétrole et gaz en amont provenant d’émissions des eaux
usées.
24. Les rejets de CH4 provenant de la décomposition de la biomasse doivent être inclus dans les émissions déclarées en vertu de
l’alinéa 23.
25. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets
de benzène des déshydrateurs de glycol, pour chaque installation
de production de pétrole et gaz en amont.
Quantification method
Méthode de quantification
26. For each quantity reported under paragraphs 12 through 16
and 20 through 25, the method or methods listed below, used to
quantify those releases:
(i) continuous emission monitoring;
(ii) predictive emission monitoring;
(iii) source testing;
(iv) mass balance;
(v) site-specific emission factor;
(vi) emission factor published in a scientific, engineering or
technical document;
(vii) engineering estimates; or
(viii) the name and title of the method used and a description
thereof, where a method other than one listed in subparagraphs (i) through (vii) inclusively is used.
26. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 12 à 16
et 20 à 25, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier
ces émissions :
(i) surveillance en continu des émissions;
(ii) surveillance prédictive des émissions;
(iii) test ou échantillonnage à la source;
(iv) bilan massique;
(v) facteur d’émission propre à une installation;
(vi) facteur d’émission publié dans des textes scientifiques ou
techniques;
(vii) estimations techniques;
(viii) le nom et le titre de même qu’une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sousalinéas (i) à (vii) inclusivement.
Fuel
Combustible
27. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used at each upstream oil and gas
facility.
28. The total annual quantity, in SI units, of each type of fuel as
set out in Schedule 4, if any, used by each cogeneration unit located at each upstream oil and gas facility.
27. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée à
chaque installation de production de pétrole et gaz en amont.
28. S’il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de
chaque type de combustible précisé dans l’annexe 4 utilisée par
chaque unité de cogénération située à chaque installation de production de pétrole et gaz en amont.
Fuel characteristics
Caractéristiques du combustible
24. CH4 releases from the decomposition of biomass shall be
included in the emissions reported in paragraph 23.
29. For each fuel quantity reported under paragraphs 27 and 28,
(i) the annual average higher heating value, in GJ per unit of
measure used to report the fuel quantity; and
(ii) the annual average concentration of sulphur, in grams per
unit of measure used to report the fuel quantity.
29. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des
alinéas 27 et 28 :
(i) le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible;
(ii) la concentration de soufre moyenne annuelle, en grammes
par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de
combustible.
Electricity
Électricité
30. The total annual quantity of electricity produced at each upstream oil and gas facility, in MWh.
31. The total annual quantity of electricity transferred off-site
from each upstream oil and gas facility, in MWh.
30. La quantité totale annuelle d’électricité produite à chaque
installation de production de pétrole et gaz en amont, en MWh.
31. La quantité totale annuelle d’électricité transférée hors site
par chaque installation de production de pétrole et gaz en amont,
en MWh.
32. The total annual quantity of electricity received by each upstream oil and gas facility, in MWh.
32. La quantité totale annuelle d’électricité reçue par chaque
installation de production de pétrole et gaz en amont, en MWh.
Cogeneration
Cogénération
33. For each cogeneration unit, the total annual quantity of
each of the following:
(i) electricity generated, in MWh;
(ii) thermal energy generated, in MWh;
(iii) power-to-steam ratio, in MWh (electrical) / MWh (thermal);
and
33. Pour chaque unité de cogénération :
(i) la quantité totale annuelle d’électricité produite, en MWh;
(ii) la quantité totale annuelle d’énergie thermique produite, en
MWh;
(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/
MWh (thermique);
92
Supplement to the Canada Gazette
(iv) net heat rate based on fuel chargeable to power method, in
GJ/MWh.
December 8, 2007
(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur
nette en fonction de la méthode du combustible imputable à
l’électricité, en GJ/MWh.
Production
Production
34. The total annual quantity of each product listed below, produced at each upstream oil and gas facility:
(i) sulphur, in tonnes;
(ii) natural gas, in GJ and in thousand m3;
(iii) marketable natural gas, in GJ and in thousand m3;
(iv) ethane, in tonnes and in m3;
(v) propane, in tonnes and in m3;
(vi) butane, in tonnes and in m3;
(vii) pentane plus, in tonnes and in m3;
(viii) natural gas liquids, in tonnes and in m3;
(ix) light/medium crude oil, in tonnes and in m3;
(x) by-product carbon dioxide, in m3;
(xi) heavy crude oil, in tonnes and in m3; and
(xii) a petroleum product, in tonnes and in m3, other than those
set out at subparagraphs (i) through (xi) inclusively, and specify that product.
34. La quantité totale annuelle de chaque produit énuméré ciaprès, fabriqué à chaque installation de production de pétrole et
gaz en amont :
(i) soufre, en tonnes métriques;
(ii) gaz naturel, en milliers de m3 et en GJ;
(iii) gaz naturel marchand, en milliers de m3 et en GJ;
(iv) éthane, en tonnes métriques et en m3;
(v) propane, en tonnes métriques et en m3;
(vi) butane, en tonnes métriques et en m3;
(vii) pentane plus, en tonnes métriques et en m3;
(viii) liquides de gaz naturel, en tonnes métriques et en m3;
(ix) brut léger/moyen, en tonnes métriques et en m3;
(x) sous-produit de dioxyde de carbone, en m3;
(xi) pétrole brut lourd, en tonnes métriques et en m3;
(xii) autre produit pétrolier que ceux énumérés aux sousalinéas (i) à (xi) inclusivement (préciser le produit pétrolier), en
tonnes métriques et en m3.
35. The temperature, in °C, and pressure, in kPa, at which the
gas volumes reported in paragraph 34 are quantified.
35. La température, en °C, et la pression, en kPa, auxquelles les
volumes de gaz déclarés à l’alinéa 34 sont quantifiés.
Inputs
Intrants
36. The total annual quantity of each item listed below, processed at each upstream oil and gas facility:
(i) natural gas, in GJ and in thousand m3;
(ii) natural gas liquids, in tonnes and in m3;
(iii) light/medium crude oil, in tonnes and in m3; and
(iv) heavy crude oil, in tonnes and in m3.
36. La quantité totale annuelle de chaque élément énuméré ciaprès, traité à chaque installation de production de pétrole et gaz
en amont :
(i) gaz naturel, en milliers de m3 et en GJ;
(ii) liquides de gaz naturel, en tonnes métriques et en m3;
(iii) brut léger/moyen, en tonnes métriques et en m3;
(iv) pétrole brut lourd, en tonnes métriques et en m3.
37. For a sour natural gas processing plant (flaring), a sour
natural gas processing plant (injection), or a sour natural gas
processing plant (sulphur recovery), the total annual quantity of
sulphur, in tonnes, in the inputs processed by each upstream oil
and gas facility.
37. S’il s’agit d’une usine de traitement de gaz naturel acide
(torchage), d’une usine de traitement de gaz naturel acide (injection) ou d’une usine de traitement de gaz naturel acide (récupération de soufre), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques,
de soufre contenu dans les intrants traités à chaque installation de
production de pétrole et gaz en amont.
Pollution prevention measures and emissions monitoring
Mesures de prévention de la pollution et surveillance des
émissions
38. For the pollution abatement equipment in operation at the
upstream oil and gas facility during the 2006 calendar year,
(i) the equipment that prevented in the 2006 calendar year, or
that was designed to prevent at the time of its installation, at
least 5% of the total annual emissions from the facility of one
or more of the following substances: SOx, NOx, VOCs, and
benzene; and
(ii) for the equipment reported in accordance with subparagraph (i),
(a) each substance that is listed in subparagraph (i) that the
equipment prevented from being emitted;
(b) the emissions reduction efficiency of the equipment as
measured by the operator and the year in which the measurement was taken, or, if the operator did not measure that
efficiency, the emissions reduction efficiency of the equipment as specified by the manufacturer, importer or supplier
of that equipment; and
(c) when the equipment became operational at the facility,
using the following time periods: pre-1970, from 1970
38. Concernant l’équipement antipollution en opération à l’installation de production de pétrole et gaz en amont au cours de l’année civile 2006 :
(i) l’équipement qui a permis au cours de l’année civile 2006,
ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d’au moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : SOx, NOx,
COV et benzène;
(ii) en ce qui concerne l’équipement déclaré au sous-alinéa (i) :
a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l’équipement a empêché l’émission;
b) l’efficacité de la réduction des émissions telle qu’elle est
mesurée par l’exploitant et l’année durant laquelle la mesure
a été prise, ou si l’exploitant n’a pas mesuré l’efficacité de
l’équipement, l’efficacité de la réduction des émissions telle
qu’elle est indiquée par le fabricant, l’importateur ou le fournisseur de l’équipement;
c) le moment de l’entrée en service de l’équipement à l’installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970,
Le 8 décembre 2007
through 1979, from 1980 through 1989, from 1990 through
1999, or from 2000 through 2006.
39. For pollution prevention measures other than the use of pollution abatement equipment reported in accordance with paragraph 38,
(i) the measures from among those listed below that have been
implemented at the upstream oil and gas facility within the calendar years 2001 through 2006 inclusively, which, since the
measures were implemented, have prevented the release of at
least 5% of the facility’s total annual emissions of one or more
of the substances VOCs, benzene, CO2, and CH4:
(a) industrial process changes;
(b) feedstock substitutions or changes in feedstock quality;
(c) substituting one fuel for another;
(d) energy efficiency improvements; and
(e) capture, control or reduction of fugitive emissions; and
(ii) the specific action taken under the measures that were reported in accordance with subparagraph (i).
40. If continuous emissions monitoring equipment was in use
at the upstream oil and gas facility during the 2006 calendar year
to monitor emissions of any of the substances listed in Part 1 or
Part 2 of Schedule 1,
(i) the substance monitored by that equipment; and
(ii) when the equipment became operational at the facility:
(a) prior to 1995; or
(b) during or after 1995.
Supplément à la Gazette du Canada
93
entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999
ou entre 2000 et 2006.
39. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution
autres que l’utilisation de l’équipement antipollution déclaré en
vertu de l’alinéa 38 :
(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises
en œuvre à l’installation de production de pétrole et gaz en
amont au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement
et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d’au
moins 5 % les émissions totales annuelles de l’installation pour
une ou plusieurs des substances suivantes, COV, benzène, CO2
et CH4 :
a) modification des procédés industriels;
b) substitutions des matières de base ou changements dans la
qualité des matières de base;
c) remplacement d’un combustible par un autre;
d) améliorations de l’efficacité énergétique;
e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;
(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).
40. Si de l’équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l’installation de production de pétrole et gaz
en amont au cours de l’année civile 2006 pour surveiller les émissions de n’importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l’annexe 1 :
(i) la substance surveillée par l’équipement;
(ii) le moment de l’entrée en service de l’équipement à
l’installation :
a) avant 1995;
b) en 1995 ou après.
Reciprocating engines
Moteurs alternatifs
41. The total annual quantity, in tonnes, of NOx and CO2 releases from each equipment category listed below:
(i) reciprocating engines with a rated power of equal to or
greater than 600 kW;
(ii) gas turbines with a rated power of less than 3 MW;
(iii) gas turbines with a rated power of equal to or greater than
3 MW and less than 20 MW;
(iv) gas turbines with a rated power equal to or greater than
20 MW; and
(v) diesel engines (excluding emergency diesel engines and
diesel engines used exclusively for fire protection purposes).
41. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets
de NOx et de CO2 pour chacune des catégories d’équipement
suivantes :
(i) moteurs alternatifs d’une puissance nominale égale ou supérieure à 600 kW;
(ii) turbines à gaz d’une puissance nominale inférieure à
3 MW;
(iii) turbines à gaz d’une puissance nominale égale ou supérieure à 3 MW et inférieure à 20 MW;
(iv) turbines à gaz d’une puissance nominale égale ou supérieure à 20 MW;
(v) moteurs diesels (à l’exclusion des moteurs diesels de secours et des moteurs diesels utilisés exclusivement aux fins de
protection contre l’incendie).
42. Le nombre total de moteurs alternatifs d’une puissance nominale égale ou supérieure à 600 kW, regroupés dans chacune des
catégories suivantes :
(i) moteurs alternatifs fonctionnant au gaz naturel;
(ii) moteurs alternatifs fonctionnant à un combustible autre que
le gaz naturel;
(iii) moteurs alternatifs deux temps à mélange pauvre;
(iv) moteurs alternatifs quatre temps à mélange pauvre;
(v) moteurs alternatifs quatre temps à mélange riche.
42. The total number of reciprocating engines with a rated
power greater than or equal to 600 kW grouped into each category
listed below:
(i) reciprocating engines operating with natural gas;
(ii) reciprocating engines operating with a fuel other than natural gas;
(iii) reciprocating engines that are two stroke lean burn;
(iv) reciprocating engines that are four stroke lean burn; and
(v) reciprocating engines that are four stroke rich burn.
94
Supplement to the Canada Gazette
43. For the reciprocating engines reported in paragraph 42,
(i) the types of emission control equipment used;
(ii) the Schedule 1 substance that is controlled by each type of
emission control equipment; and
(iii) indicate whether or not there is a maintenance program for
the emission control equipment and, if so, whether or not the
program is consistent with the manufacturer’s recommendations or instructions.
December 8, 2007
43. Pour les moteurs alternatifs déclarés à l’alinéa 42, indiquer :
(i) les types de dispositif de contrôle des émissions utilisés;
(ii) la substance précisée à l’annexe 1 contrôlée par chaque type
de dispositif de contrôle des émissions;
(iii) s’il y a un programme d’entretien du dispositif de contrôle
des émissions et, le cas échéant, si le programme est conforme
aux recommandations ou aux directives du fabricant.
Gas turbines
Turbines à gaz
44. The total number of gas turbines with a rated power of less
than 3 MW, turbines with a rated power equal to or greater than
3 MW and less than 20 MW, and turbines with a rated power of
equal to or greater than 20 MW and grouped into each category
listed below:
(i) gas turbines operating with natural gas; and
(ii) gas turbines operating with a fuel other than natural gas and
specify that fuel.
45. For each turbine size range reported in paragraph 44,
(i) the types of emission control equipment used;
(ii) the Schedule 1 substance that is controlled by each type of
emission control equipment; and
(iii) indicate whether or not there is a maintenance program for
the emission control equipment and, if so, whether or not the
program is consistent with the manufacturer’s recommendations or instructions.
44. Le nombre total de turbines à gaz dont la puissance nominale est inférieure à 3 MW, de turbines dont la puissance nominale est égale ou supérieure à 3 MW et inférieure à 20 MW et
de turbines dont la puissance nominale est égale ou supérieure à
20 MW, regroupées dans chacune des catégories suivantes :
(i) turbines à gaz fonctionnant au gaz naturel;
(ii) turbines à gaz fonctionnant à un combustible autre que le
gaz naturel (préciser le combustible).
45. Pour les turbines à gaz déclarées à l’alinéa 44, indiquer :
(i) les types de dispositif de contrôle des émissions utilisés;
(ii) la substance précisée à l’annexe 1 contrôlée par chaque type
de dispositif de contrôle des émissions;
(iii) s’il y a un programme d’entretien du dispositif de contrôle
des émissions et, le cas échéant, si le programme est conforme
aux recommandations ou aux directives du fabricant.
Storage tanks
Réservoirs de stockage
46. The total number of aboveground storage tanks for each
category listed below that store hydrocarbon liquids, including
tanks that store bitumen and excluding tanks that store water containing trace amounts of hydrocarbons:
(i) have a capacity of greater than or equal to 4 m3 and less than
50 m3;
(ii) have a capacity of greater than or equal to 50 m3 and less
than 75 m3;
(iii) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and that
began to store hydrocarbon liquids before June 1, 1996;
(iv) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and that
began to store hydrocarbon liquids on or after June 1, 1996;
(v) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and store
crude oil, synthetic crude oil, bitumen or bitumen diluted with
a hydrocarbon liquid;
(vi) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and have
equipment to heat the stored hydrocarbon liquid;
(vii) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have
an external floating roof;
(viii) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have
an external floating roof which has a secondary seal;
(ix) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have an
internal floating roof;
(x) have a diameter of greater than or equal to 4 m and have an
internal floating roof which has a secondary seal;
(xi) have a capacity of greater than or equal to 75 m3 and have
a vapour control system; and
(xii) meet the recommendations for emission control equipment
specified in Environmental Guidelines for Controlling Emissions of Volatile Organic Compounds from Aboveground Storage Tanks (CCME-EPC-87E, June 1995).
46. Le nombre total de réservoirs de stockage hors sol utilisés
pour stocker les hydrocarbures liquides, y compris les réservoirs
utilisés pour stocker le bitume et à l’exclusion des réservoirs utilisés pour stocker l’eau contenant des traces d’hydrocarbures, pour
les catégories suivantes :
(i) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 4 m3 et
inférieure à 50 m3;
(ii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 50 m3 et
inférieure à 75 m3;
(iii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides avant le 1er juin 1996;
(iv) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides le ou après le 1er juin 1996;
(v) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
qui sert à stocker le pétrole brut, le brut synthétique, le bitume
ou le bitume dilué dans un hydrocarbure liquide;
(vi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3 et
qui est muni d’un système pour chauffer l’hydrocarbure liquide
stocké;
(vii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant externe;
(viii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant externe avec scellement secondaire;
(ix) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant interne;
(x) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté
d’un toit flottant interne avec scellement secondaire;
(xi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m3
doté d’un système de contrôle de vapeur;
(xii) réservoir satisfaisant aux recommandations visant les dispositifs de contrôle des émissions indiquées dans les Lignes directrices environnementales sur la réduction des émissions de
Le 8 décembre 2007
Supplément à la Gazette du Canada
95
composés organiques volatils par les réservoirs de stockage
hors sol (CCME-ECP-87F, juin 1995).
EXPLANATORY NOTE
NOTE EXPLICATIVE
(This note is not part of the Notice.)
(La présente note ne fait pas partie de l’Avis.)
As set out in the Notice of intent to develop and implement
regulations and other measures to reduce air emissions, published
on October 21, 2006, in the Canada Gazette, Part I, the Ministers
of the Environment, of Health, of Natural Resources, and of
Transport will develop regulations. To support the development
of such regulations, the Minister of the Environment requires
information on emissions to air of certain substances, including
substances on the List of Toxic Substances, in order to determine
whether to control, and in what manner to control, emissions to
air of the substances in question. The controls may include setting
prescribed reduction levels for air emissions of the substances for
the industrial sectors identified in the October 21, 2006 Notice of
intent. The instrument chosen for the collection of the required
information is a Ministerial notice under section 71 of the Canadian Environmental Protection Act, 1999.
Comme le stipule l’Avis d’intention d’élaborer et de mettre en
œuvre des règlements et d’autres mesures pour réduire les émissions atmosphériques, publié le 21 octobre 2006 dans la Partie I
de la Gazette du Canada, les ministres de l’Environnement, de la
Santé, des Ressources naturelles et des Transports élaboreront des
règlements. Afin d’appuyer l’élaboration de ces règlements, le
ministre de l’Environnement demande de l’information sur les
émissions atmosphériques de certaines substances, y compris les
substances figurant sur la Liste des substances toxiques, afin de
déterminer s’il y a lieu de prendre des mesures pour contrôler les
émissions atmosphériques des substances en question, et de préciser la nature de ces mesures. Les mesures de contrôle peuvent
comprendre l’établissement de niveaux réglementaires de réduction des émissions atmosphériques pour les substances et les secteurs industriels précisés dans l’Avis d’intention du 21 octobre
2006. L’instrument choisi pour la collecte de l’information requise est un avis ministériel en vertu de l’article 71 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).
The Ministerial notice applies to the major industrial sectors
identified in the Notice of intent, excluding the wood products
industrial sector. The wood products industrial sector will be included in a future notice under section 71 of the Canadian Environmental Protection Act, 1999. The person to whom this notice
applies shall provide the Minister with any information required
by the notice that may be in their possession or to which they may
reasonably be expected to have access. The information provided
will assist the Minister of the Environment in the design and content of regulations to reduce air emissions.
L’avis ministériel s’applique aux principaux secteurs industriels précisés dans l’Avis d’intention, à l’exclusion du secteur
industriel des produits dérivés du bois. Ce secteur sera inclus dans
un prochain avis en vertu de l’article 71 de la Loi canadienne sur
la protection de l’environnement (1999). La personne à qui s’appliquera cet avis devra fournir au ministre toute l’information
requise dont elle dispose ou qui lui est normalement accessible,
conformément à l’avis. Cette information aidera le ministre de
l’Environnement à concevoir et à élaborer le contenu de règlements visant l’amélioration de la qualité de l’air.
As stated in subsection 71(3) of the Canadian Environmental
Protection Act, 1999, every person to whom a notice under section 71 is directed must comply with that notice within the time
specified in the notice. Sections 272 and 273 of the Act set out the
offences and penalties for failure to comply with the notice and its
requirements.
Le paragraphe 71(3) de la Loi canadienne sur la protection de
l’environnement (1999) stipule notamment que les « destinataires
des avis sont tenus de s’y conformer dans le délai qui leur est
imparti ». Les articles 272 et 273 de la Loi énoncent les infractions et les peines prévues pour tout défaut de se conformer à
l’avis et à ses exigences.
For all purposes of interpreting and applying federal laws, persons should consult
• the Acts as passed by Parliament, which are published in Part III
of the Canada Gazette and the annual statutes of Canada; and
• the regulations, as registered by the Clerk of the Privy Council
and published in Part II of the Canada Gazette.
Aux fins d’interprétation et d’application des lois fédérales, il
faut consulter :
• les lois adoptées par le Parlement qui sont publiées dans la
Partie III de la Gazette du Canada et le recueil annuel des lois
du Canada;
• les règlements enregistrés par le greffier du Conseil privé et
publiés dans la Partie II de la Gazette du Canada.
Les publications mentionnées ci-dessus sont disponibles dans
la plupart des bibliothèques publiques.
Pour tout renseignement additionnel sur la Loi et la Politique
d’observation et d’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) et les peines applicables, veuillez
communiquer avec la Direction de l’application de la loi à
l’adresse électronique suivante : enforcement.environmental@ec.
gc.ca. Un exemplaire de la Politique d’observation et d’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement
(1999) est disponible à l’adresse Internet suivante : www.ec.gc.ca/
registrelcpe/policies.
The above-mentioned publications are available in most public
libraries.
For additional information on the Act and the Compliance and
Enforcement Policy for the Canadian Environmental Protection
Act, 1999 and on applicable penalties, please contact the Enforcement Branch at enforcement.environmental@ec.gc.ca. A copy of
the Compliance and Enforcement Policy for the Canadian Environmental Protection Act, 1999 is available at the following
Internet site: www.ec.gc.ca/CEPAregistry/policies.
A reporting form is being developed for the convenience of the
person required to provide information to the Minister. Persons
subject to this notice may wish to monitor the Web site
www.ec.gc.ca/cleanair-airpur to find out when the reporting form
Un formulaire de déclaration pouvant servir aux personnes
mandées de fournir des renseignements au ministre est en cours
d’élaboration. Les personnes visées par le présent avis peuvent
consulter le site Web www.ec.gc.ca/cleanair-airpur afin de savoir
96
Supplement to the Canada Gazette
will be available. Persons subject to this notice are encouraged to
use the reporting form to provide the required information. An
electronic copy of this notice is available at the following Internet
address: www.ec.gc.ca/CEPAregistry/notices.
December 8, 2007
quand le formulaire de déclaration sera disponible. Les personnes
visées par le présent avis sont priées de se servir du formulaire de
déclaration afin de fournir l’information demandée. Une version
électronique du présent avis est disponible à l’adresse Internet
suivante : www.ec.gc.ca/registrelcpe/notices.
If undelivered, return COVER ONLY to:
Government of Canada Publications
Public Works and Government Services
Canada
Ottawa, Canada K1A 0S5
En cas de non-livraison,
retourner cette COUVERTURE SEULEMENT à :
Publications du gouvernement du Canada
Travaux publics et Services gouvernementaux
Canada
Ottawa, Canada K1A 0S5
Available from Government of Canada Publications
Public Works and Government Services Canada
Ottawa, Canada K1A 0S5
En vente : Publications du gouvernement du Canada
Travaux publics et Services gouvernementaux Canada
Ottawa, Canada K1A 0S5
Was this manual useful for you? yes no
Thank you for your participation!

* Your assessment is very important for improving the work of artificial intelligence, which forms the content of this project

Download PDF

advertising