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Une fuite se déclare sur une tuyauterie de gazole dans une unité de déparaffinage d’une raffinerie. Le rejet s’enflamme. Un opérateur entend une explosion et découvre le départ de feu. Il arrête une pompe alimentant le circuit impacté et donne l’alerte. L’unité est mise en sécurité. Les hydrocarbures gazeux en cours de fabrication sont brûlés à la torche. Un inertage de la canalisation est réalisé à l’azote. L’exploitant déclenche son POI. Des fumées noires sont visibles à l’extérieur du site. Des rideaux d’eau et des lances sont mis en place. Le feu est éteint par les moyens internes à 10h23. Le POI est levé à 11h05.
La perte de confinement de la tuyauterie est due à un phénomène de corrosion interne en pleine paroi. Une brèche de 20 cm par 17 cm est découverte après l’accident. En acier allié à 5 % de chrome, cette conduite est exploitée à 260 °C et 50 bar. Sa mise en service date de 1979. Les dernières mesures d’épaisseur du tronçon fuyard, réalisées en 1995, indiquaient une vitesse de corrosion faible. Cependant, en 1996, l’exploitant a modifié les conditions de fonctionnement de l’unité. L’augmentation de la température de service, ainsi que l’apparition de sulfure d’hydrogène (H2S) dans le fluide véhiculé, a modifié la cinétique de corrosion de l’équipement. Ces paramètres n’étaient pas pris en compte dans l’étude de ses modes de dégradation. Par ailleurs, en 2016 une section de la tuyauterie en aval du point de fuite avait été remplacée en raison de sa corrosion interne. L’exploitant n’avait alors pas réalisé d’investigations sur le reste de la conduite.
A la suite de l’accident, l’exploitant prend les mesures suivantes :
- remplacement de la tuyauterie existante par une ligne en acier inoxydable ;
- révision de l’analyse de ses modes de dégradation ;
- analyse du risque de corrosion en présence d’H2S dissout à température élevée dans les autres unités du site ;
- mise à jour des plans d’inspection des tuyauteries.
