Une fuite de gaz contenant de l’hydrogène (H2) et de l’hydrogène sulfuré (H2S) se produit au niveau de la vanne d’isolement supérieure située au niveau du séparateur haute pression (300 bar) d’une unité de production d’huiles d’une raffinerie. Après hydrocraquage sous hautes pression et température, la viscosité des huiles est ajustée par réaction en présence d’un catalyseur, de l’hydrogène et d’une charge de distillats. A la sortie, le séparateur haute pression permet de séparer les gaz des liquides, ces derniers étant dirigés vers la section basse pression par ouverture d’une vanne. Les gaz non condensés dans le séparateur haute pression contiennent majoritairement H2 et H2S.

Pour piloter cette vanne, deux mesures de niveaux sont nécessaires pour éviter l’entrainement de gaz vers la section base pression. Une intervention de maintenance est programmée pour remplacer un des capteurs de niveau défectueux situé sur un circuit parallèle (“stand pipe”) au séparateur haute pression. Au cours de l’opération, le carré de la vanne supérieure 1/4 de tour se rompt sans générer de fuite. Trente minutes plus tard, la partie supérieure de la vanne est projetée sous l’effet de la pression entraînant la libération de 25 l d’hydrogène.

La fuite se produit à 4 m au dessus du sol et n’a pas de conséquence directe sur le personnel. La mise en sécurité de l’unité nécessite, après dépressurisation à la torche, un inertage des équipements à l’azote dont l’introduction provoque plusieurs élévations brutales de pression successives dans le réseau torche et le déclenchement de soupapes. La quantité de gaz rejetée à la torche au cours de la journée est évaluée à 13 t.

L’inspection des installations classées constate les faits et demande à l’exploitant une analyse des causes de l’événement ainsi que les mesures correctives prises ou envisagées.

Ce dernier évoque une défaillance au niveau du clapet de la vanne et décide de changer toutes les vannes identiques présentes sur le site par des vannes de conception différente.