Vers 13h25, un opérateur perçoit une forte odeur de gaz qu’il identifie comme étant du propylène et remarque la présence d’un brouillard au cœur du vapocraqueur sans pouvoir localiser précisément le point de fuite. Il rejoint la salle de commande et donne l’alerte. Les alarmes de détection de plusieurs explosimètres de la zone s’activent sur la console de sécurité. Le tableautiste appelle le service incendie à 13h28 et déclenche le POI à 13h33. Les opérateurs présents en extérieur sont évacués et les moyens d’arrosage sont progressivement déployés entre 13h28 et 14h20 afin de créer un écran d’eau autour du nuage de gaz et de refroidir les points d’ignition potentiels. L’inspection des installations classées est informée via le système d’alerte vers 14h30.

Vers 14h45, un jet gazeux vertical est repéré dans une nappe de tuyauteries à 8 m du sol. Vers 15h35, une brèche est localisée sur une canalisation de butane liquéfié en acier au carbone, de diamètre 4″(101,6 mm), de 500 m de longueur et fonctionnant sous une pression de 18 à 20 bar. A 15h40, la dépressurisation du contenu de la ligne vers le réseau de torche débute et peu avant 15h50, le circuit est isolé et la fuite réduite. Le POI est levé à 16 h. L’exploitant publie un communiqué de presse. La durée totale de la fuite est estimée à un peu moins de 2h30 et, selon l’exploitant, la concentration en gaz n’a atteint que 20 % de la LIE.

Au moment de l’évènement, la ligne incriminée est remplie de gaz liquéfié mais isolée à ses extrémités par des vannes en position fermée. Le tube s’est rompu par expansion thermique du liquide à une pression inférieure à la pression de tarage de la soupape installée sur la ligne (48 bar relatifs). Le fonctionnement du vapocraqueur est maintenu quelques jours jusqu’à la date programmée de son arrêt pour 6 semaines.

L’examen de la tuyauterie en cause montre une ouverture sur la génératrice supérieure de forme longitudinale dite en “bouche de poisson” de 50 mm de longueur sur 20 mm de largeur (diamètre équivalent de 30 mm) avec une forte perte d’épaisseur dans la zone de rupture. La tuyauterie, non calorifugée, présente en outre une corrosion généralisée externe sur toute la section.

La nappe contenant la tuyauterie défectueuse est surplombée par un autre rack dans lequel passe une canalisation d’éthylène réfrigérée. Une corrosion externe très localisée a été aggravée par les égouttures provenant de la glace fondante enrobant l’extérieur de la canalisation d’éthylène réfrigérée située au dessus de la conduite défectueuse.

Les investigations réalisées par l’Inspection confirmeront le bon fonctionnement des capteurs de détection de gaz qui ont réagi progressivement entre 13h28 et 13h30, de celui situé au plus près du point de fuite à celui le plus éloigné. Sur le plan réglementaire, l’exploitant indique que la canalisation n’est pas soumise à requalification périodique mais uniquement à inspection périodique et que cette inspection était prévue en 2009. Une inspection visuelle du tronçon accidenté 14 mois avant n’avait pas détecté de trace de corrosion.

Plusieurs accidents causés par la corrosion sous calorifugeage s’étant déjà produit sur le site, l’exploitant met en place un plan d’inspection adapté aux probabilités et aux conséquences de dégradation externe des canalisations:

• un contrôle de l’ensemble des tuyauteries contenant des produits inflammables, toxiques ou corrosif est mis en œuvre (inspection visuelle additionnelle et contrôle non destructif) ;
• les pratiques d’inspection détaillées des tuyauteries sont renforcées, y compris de leurs structures (rack) ;
• la détection et le traitement rapide des agressions spécifiques affectant les équipements sont encouragés ;
• un processus d’assurance qualité revêtement est engagé (peinture, calorifuge, ignifuge,frigorifuge) pour assurer un standard minimum d’application.