Étude de Dangers Dépôts Hydrocarbures Liquides Tunisie

Les dépôts d’hydrocarbures liquides gasoil, fioul lourd, kérosène, essence sont présents dans de nombreux établissements industriels tunisiens : réservoirs de fioul alimentant les chaudières industrielles, cuves de gasoil pour les groupes électrogènes, stations de distribution interne pour les flottes de véhicules, dépôts pétroliers de distribution. Ces installations présentent des risques d’incendie et d’explosion significatifs qui, au-delà d’un certain volume stocké, imposent la réalisation d’une étude de dangers et l’obtention d’une autorisation d’exploitation en tant qu’établissement classé.

Ce guide présente les spécificités de l’étude de dangers pour les dépôts d’hydrocarbures liquides, les phénomènes dangereux à analyser et les mesures de prévention réglementairement requises.

Hydrocarbures liquides dans l’industrie tunisienne

Les hydrocarbures liquides constituent la principale source d’énergie thermique et la principale source de carburant pour les transports et les engins industriels en Tunisie. Leur stockage est omniprésent dans le tissu industriel :

• Fioul lourd et fioul domestique : combustible des chaudières industrielles dans les industries textiles, agroalimentaires, cimenteries et autres industries à forte consommation thermique
• Gasoil : carburant des groupes électrogènes de secours, des flottes de véhicules et engins de manutention, et combustible de certaines chaudières
• Kérosène et jet fuel : aéroports et bases aériennes, certaines industries chimiques
• Essence (SP95, SP98) : stations-service industrielles pour les flottes de véhicules légers
• Naphta et solvants pétroliers : industries chimiques, imprimeries, industries de la peinture

Propriétés dangereuses des hydrocarbures liquides

Point éclair et inflammabilité

Le point éclair est la température minimale à laquelle un hydrocarbure liquide émet suffisamment de vapeurs pour former un mélange inflammable avec l’air. C’est le paramètre clé pour évaluer le risque d’incendie :

Hydrocarbure	Point éclair (°C)	Catégorie	Risque
Essence	– 40 à – 20°C	Très inflammable	Très élevé
Kérosène / Jet A1	38 à 72°C	Inflammable	Élevé
Gasoil	55 à 80°C	Inflammable	Modéré à élevé
Fioul lourd	65 à 150°C	Combustible	Modéré (si non préchauffé)

Point critique pour le fioul lourd : stocké à température ambiante, le fioul lourd présente un risque d’incendie modéré. Mais chauffé pour maintenir sa fluidité (températures de stockage souvent entre 80°C et 120°C), il peut dépasser son point éclair et devenir aussi dangereux que le gasoil. L’évaluation des conditions réelles de stockage est indispensable.

Densité des vapeurs

Les vapeurs de tous les hydrocarbures liquides sont plus lourdes que l’air (densité > 1) elles s’accumulent dans les zones basses (fosses, cuvettes de rétention, caniveaux) où elles peuvent atteindre des concentrations inflammables avant de rencontrer une source d’ignition. Cette caractéristique amplifie le risque de nuage inflammable en cas de fuite.

Classement réglementaire des dépôts d’hydrocarbures

Les dépôts d’hydrocarbures liquides sont classés selon le décret n°2010-1466 en fonction du volume stocké et du point éclair des produits. Les seuils varient selon la catégorie de produit :

• Hydrocarbures de point éclair < 55°C (essence, kérosène) : seuils de classement plus bas dépôts atteignant la catégorie 2 dès quelques milliers de litres, catégorie 3 à partir de quelques dizaines de milliers de litres
• Hydrocarbures de point éclair entre 55°C et 100°C (gasoil) : seuils intermédiaires catégorie 2 à partir de 50 à 100 m³ selon les textes spécifiques
• Hydrocarbures de point éclair > 100°C (fioul lourd à température ambiante) : seuils plus élevés mais si chauffé au-dessus du point éclair, les seuils de la catégorie inférieure s’appliquent

Pour les établissements classés catégorie 3, l’étude de dangers est obligatoire et conditionne l’obtention de l’autorisation d’exploitation. Pour la catégorie 2, une notice de sécurité simplifiée est requise dans la plupart des cas.

Scénarios d’accident : incendie de nappe, UVCE, boilover

L’incendie de nappe (pool fire)

Le scénario le plus fréquent pour les hydrocarbures liquides : une fuite depuis un réservoir ou une tuyauterie forme une nappe qui s’enflamme. L’incendie de nappe génère un flux thermique intense d’autant plus élevé que la nappe est grande. Sans rétention, la nappe peut s’étendre sur toute la zone et alimenter un incendie qui se propage aux structures et équipements adjacents. La modélisation de l’incendie de nappe calcule le flux thermique à différentes distances pour définir les zones d’effets et vérifier les distances aux tiers.

L’explosion de nuage de vapeurs (UVCE)

Pour les hydrocarbures les plus volatils (essence, kérosène), une fuite peut générer un nuage de vapeurs qui se disperse avant de s’enflammer. Si l’ignition se produit lorsque le nuage est dans sa plage d’inflammabilité, une explosion de nuage non confiné (UVCE) se produit avec onde de surpression pouvant endommager les structures sur un rayon significatif. Ce scénario est analysé en combinaison avec la modélisation de la dispersion des vapeurs.

Le boilover (pour les grands réservoirs de fioul lourd)

Le boilover est un phénomène spécifique aux grands réservoirs de produits lourds (fioul lourd, huiles) contenant de l’eau résiduelle. Lors d’un incendie de toit de réservoir, le front de chaleur descend progressivement dans le produit. Lorsqu’il atteint la couche d’eau, celle-ci se vaporise instantanément en générant une vague de produit en feu projetée à l’extérieur du réservoir sur des distances pouvant atteindre plusieurs centaines de mètres. Le boilover est un scénario catastrophique dont la durée de survenue (plusieurs heures après le début de l’incendie) doit être intégrée dans le POI.

L’incendie de bac (tank fire)

L’incendie à la surface d’un réservoir à toit fixe (par les évents ou suite à une explosion de toit) génère un flux thermique important en direction des réservoirs adjacents risque d’effet domino sur les autres bacs du dépôt. Le calcul des distances entre bacs (distances de séparation) est un élément clé de l’étude de dangers d’un dépôt multi-bacs.

Méthodologie de l’étude de dangers

Inventaire de l’installation

Description complète des réservoirs (type, capacité, pression, matériau, année de fabrication, état), des tuyauteries de transfert et de distribution, des équipements annexes (pompes, compteurs, séparateurs eau/hydrocarbures), des systèmes de sécurité existants (soupapes, détecteurs, systèmes de mousse). L’inventaire doit inclure les conditions réelles d’exploitation températures de stockage, fréquences de remplissage, produits effectivement stockés.

Identification des scénarios par nœud HAZOP

Application de la méthode HAZOP sur chaque section de l’installation : réservoirs (débordement, fuite de fond, fuite de toit), tuyauteries (rupture, fuite sur joints, erreur de manœuvre), opérations de remplissage (débordement pendant le chargement, fuite sur flexible de chargement). Pour chaque scénario : probabilité d’occurrence (à partir des bases de données de retour d’expérience) et gravité des conséquences potentielles.

Modélisation des effets

Calcul des zones d’effets thermiques pour les scénarios d’incendie de nappe et de bac, et des zones de surpression pour les scénarios UVCE. Les logiciels de modélisation (PHAST, EFFECTS, ALOHA) permettent de calculer ces zones en tenant compte des conditions météorologiques locales et de la configuration du site.

Zones d’effets thermiques et de surpression

Seuils d’effets thermiques

Pour les incendies d’hydrocarbures, les seuils retenus pour les zones d’effets sont :

• 200 kW/m² : seuil des effets dominos dommages aux structures et équipements adjacents pouvant déclencher des accidents en chaîne
• 8 kW/m² : seuil des effets létaux significatifs pour les personnes exposées 30 secondes
• 5 kW/m² : seuil des premiers effets létaux
• 3 kW/m² : seuil des effets irréversibles (brûlures graves)
• 1 kW/m² : seuil des effets réversibles (douleur après exposition prolongée)

Distances de séparation entre bacs

Les distances minimales entre réservoirs (demi-somme des diamètres, minimum 1 m) et entre réservoirs et limites de propriété sont définies dans les arrêtés sectoriels et vérifiées par la modélisation. Pour les grands dépôts, ces distances peuvent atteindre plusieurs dizaines de mètres.

Mesures de prévention et de protection

Prévention des fuites

• Inspection et maintenance régulières des réservoirs (contrôle d’épaisseur par ultrasons, test d’étanchéité)
• Vérification périodique des joints, raccords et robinetteries
• Jaugeage automatique des niveaux avec alarme haute et très haute (prévention des débordements)
• Détection de vapeurs d’hydrocarbures aux points de fuite potentiels
• Protection cathodique des réservoirs enterrés contre la corrosion

Protection contre l’incendie

• Réseau incendie dimensionné selon les débits requis pour l’arrosage des bacs exposés
• Système fixe d’extinction par mousse pour les bacs à toit fixe (application par couronne d’émulseurs)
• Système de refroidissement par eau (déluge) pour les bacs adjacents exposés au flux thermique d’un incendie voisin
• Extinction manuelle par monitors à mousse pour les incendies de nappe en cuvette

Élimination des sources d’ignition

• Mise à la terre et liaison équipotentielle de tous les équipements métalliques pour éviter l’accumulation d’électricité statique
• Équipements électriques certifiés ATEX dans les zones classées
• Interdiction stricte de fumer et de tout apport de source d’ignition dans les zones du dépôt
• Permis de feu obligatoire pour tous les travaux par points chauds à proximité des réservoirs

Rétentions et cuvettes de sécurité

Les cuvettes de rétention sont des enceintes maçonnées ou terrassées entourant les réservoirs d’hydrocarbures pour confiner les déversements accidentels et limiter l’extension des nappes en cas d’incendie. Elles constituent une mesure de prévention fondamentale pour les dépôts d’hydrocarbures.

Dimensionnement réglementaire

La capacité minimale de la cuvette de rétention doit être égale au volume du plus grand réservoir qu’elle contient, plus 10% pour tenir compte des précipitations. Pour les dépôts multi-bacs, la cuvette peut contenir plusieurs réservoirs si sa capacité est suffisante. Les parois de la cuvette doivent résister au feu pendant au moins 2 heures pour maintenir le confinement en cas d’incendie de nappe.

Gestion des eaux de cuvette

Les eaux pluviales et les eaux de refroidissement incendie qui s’accumulent dans la cuvette ne peuvent pas être rejetées directement elles peuvent être contaminées par des traces d’hydrocarbures. Un séparateur hydrocarbures/eau (séparateur à lamelles) doit traiter ces effluents avant rejet dans le réseau. Cette obligation s’inscrit dans les exigences de conformité des rejets industriels.

Le POI pour les dépôts d’hydrocarbures

Pour les dépôts d’hydrocarbures classés catégorie 3, le Plan d’Opérations Interne doit couvrir les scénarios spécifiques aux hydrocarbures : incendie de bac, débordement avec inflammation, fuite de tuyauterie. Il définit notamment :

• La procédure d’isolement d’urgence (fermeture des vannes de pied de bac)
• L’activation des systèmes fixes d’extinction et de refroidissement
• La procédure d’alerte de la Protection Civile avec transmission des informations clés (type de produit, volume impliqué, présence de bacs adjacents)
• La procédure de confinement des eaux d’extinction pour éviter la pollution des eaux superficielles et souterraines
• Les consignes de retrait du personnel non essentiel de la zone exposée

Des exercices annuels testant ces procédures sont recommandés et souvent imposés par les prescriptions des arrêtés d’autorisation d’exploitation.

Première Consulting : EDD hydrocarbures clé en main

• Étude de dangers complète pour dépôts d’hydrocarbures liquides (gasoil, fioul, kérosène, essence)
• Analyse HAZOP des réservoirs, tuyauteries et opérations de chargement/déchargement
• Modélisation des effets thermiques (pool fire, tank fire) et de surpression (UVCE)
• Cartographie des zones d’effets et vérification des distances de séparation
• Vérification de la conformité des cuvettes de rétention et des systèmes d’extinction
• Élaboration du POI spécifique hydrocarbures
• Réalisation de l’étude ATEX associée au dépôt
• Constitution du dossier pour l’autorisation d’exploitation
• Cohérence avec l’EIE pour les nouveaux projets

Conclusion

Les dépôts d’hydrocarbures liquides présentent des risques d’incendie et d’explosion significatifs qui justifient une étude de dangers rigoureuse, des mesures de prévention adaptées et un plan d’urgence préparé. La réglementation tunisienne impose ces démarches dès les premiers seuils de classement. Première Consulting vous accompagne de l’étude de dangers à l’obtention de votre autorisation d’exploitation, avec l’expertise technique nécessaire sur les phénomènes dangereux spécifiques aux hydrocarbures liquides.