ARCHIVÉ - Ruptures, le 9 juillet 2006, du pipeline de soufre de l’usine à gaz de Pine River

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Ruptures, le 9 juillet 2006, du pipeline de soufre de l’usine à gaz de Pine River, détenu et exploité par Westcoast Energy Inc., elle-même exploitée sous la dénomination sociale Spectra Energy Inc. [PDF 453 ko]

Enquête en vertu de la
Loi sur l’Office national
de l’énergie

Relativement aux

Ruptures, le 9 juillet 2006, du pipeline de
soufre de l’usine à gaz de Pine River, détenu
et exploité par Westcoast Energy Inc.,
elle-même exploitée sous la dénomination
sociale Spectra Energy Inc.

Juin 2009

Table des matières

Liste des tableaux
Liste des annexes
Abréviations et définitions

Lettre à toute les sociétés pétrolières et gazières régies par l’Office national de l’énergie et toutes les parties intéressées

Chapitre 1. Résumé

Chapitre 2. Portée et objectif de l’enquête en vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie

Chapitre 3. Renseignements de base
3.1 Pipeline de soufre de l’usine à gaz de Pine River
3.2 Description de l’incident
3.3 Examen en laboratoire de la canalisation défaillante
3.3.1 Défaillance du coude au kilomètre 2,3
3.3.2 Défaillance du corps de la canalisation au kilomètre 2,8
3.4 Incidents antérieurs

Chapitre 4. Résultats de l’enquête menée en vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie
4.1 Panne totale d’alimentation à l’usine à gaz de Pine River
4.1.1 Conclusions relatives aux causes et facteurs
4.1.2 Mesures correctives prises par Spectra
4.1.3 Décisions concernant la prévention d’accidents semblables futurs
4.2 Solidification du soufre dans le pipeline
4.2.1 Conclusions relatives aux causes et facteurs
4.2.2 Mesures correctives prises par Spectra
4.2.3 Décisions concernant la prévention d’accidents semblables futurs
4.3 Surpression
4.3.1 Conclusions relatives aux causes et facteurs
4.3.2 Mesures correctives prises par Spectra
4.3.3 Décisions concernant la prévention d’accidents semblables futurs
4.4 Ruptures du coude au kilomètre 2,3 et de la canalisation au kilomètre 2,8
4.4.1 Conclusions relatives aux causes et facteurs
4.4.2 Mesures correctives prises par Spectra
4.4.3 Décisions concernant la prévention d’accidents semblables futurs
4.5 Défaillance des ancrages et des tirants d’assemblage
4.5.1 Conclusions relatives aux causes et facteurs
4.5.2 Mesures correctives prises par Spectra
4.5.3 Décisions concernant la prévention d’accidents semblables futurs

Chapitre 5. Conclusions

Liste des tableaux

3-1 Fiche technique du pipeline de soufre

Liste des annexes

Annexe I : Emplacement géographique du pipeline de soufre
Annexe II : Représentation schématique des dommages subis par le pipeline de soufre
Annexe III : Propriétés du soufre
Annexe IV : Illustration du REP de Therm-Trac
Annexe V : Résultats des essais destructifs
Annexe VI : Profil temps-température du pipeline de soufre
Annexe VII : Mesures du diamètre extérieur et de l’épaisseur de la paroi le long du pipeline de soufre
Annexe VIII : Sommaire des conclusions sur les causes et les facteurs
Annexe IX : Sommaire des décisions
Annexe X : Ordonnance SC-W102-01-2009

Abréviations et définitions

Abréviations et définitions
ASME American Society of Mechanical Engineers
ASTM American Society for Testing and Materials
DB Dureté Brinell
DRB Dureté Rockwell B
DRC Dureté Rockwell C
DV Dureté Vickers
Joules Unité de mesure de l’énergie de rupture
kPa Kilopascal ou mille (10³) pascals
ksi Mille (10³) livres par pouce carré
lb/po2 Livres par pouce carré
LMÉS Limite d’élasticité minimale spécifiée
Loi sur l’ONÉ Loi sur l’Office national de l’énergie
MPa Mégapascal ou un million (106) de pascals
pi-lbf Unité de mesure de l’énergie de rupture en pieds-livres force
Pipeline de soufre Pipeline de soufre de l’usine à gaz de Pine River
PMS Pression maximale de service; dans le cas du pipeline de soufre, la PMS correspond à la pression nominale du pipeline
Redémarrage à froid Démarrage de l’usine et de l’équipement après interruption totale de courant
REP Réchauffage à effet pelliculaire
RPT-99 Règlement sur les pipelines terrestres, 1999
SCA Système de commande asservi
Spectra Forme abrégée de Westcoast Energy Inc., exploitée sous la dénomination sociale Spectra Energy Inc.
VSC Vanne de sectionnement de canalisation
ZAC Zone affectée par la chaleur

Lettre à toutes les sociétés pétrolières et gazières régies par l’Office national de l’énergie et toutes les parties intéressées

Dossier OF-Surv-Inc 2006-47-01
Le 8 juillet 2009

Destinataires : Toutes les sociétés pétrolières et gazières régies par l’Office national de l’énergie et toutes les parties intéressées

Enquête en vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie relativement aux ruptures, le 9 juillet 2006, du pipeline de soufre de l’usine à gaz de Pine River, détenu et exploité par Westcoast Energy Inc., elle-même exploitée sous la dénomination sociale Spectra Energy Transmission

Madame,
Monsieur,

L’Office a mené à terme son enquête, en vertu de l’article 12 de la Loi sur l’Office national de l’énergie, relativement aux ruptures, le 9 juillet 2006, d’un pipeline de soufre, et il a publié le rapport mentionné en objet. Ce rapport compte dix conclusions quant à la cause de l’accident et aux facteurs qui y ont contribué. Toutes les sociétés, en particulier celles qui assurent le transport de soufre liquide, devraient passer ces conclusions en revue en plus de prendre les mesures correctives et d’apporter à leurs systèmes de gestion ou d’exploitation les changements qui s’imposent pour éviter des accidents semblables à l’avenir.

Le rapport peut être consulté sur le site Web de l’Office, à la page sur la sécurité, sous la rubrique Ruptures de pipelines. Si vous avez besoin d’aide pour trouver le rapport en question ou si vous souhaitez en obtenir un exemplaire sur support papier, veuillez communiquer avec la bibliothèque de l’Office à bibliotheque@neb-one.gc.ca ou composez sans frais le 1-800-899-1265.

Veuillez agréer, Madame, Monsieur, mes salutations distinguées.

La secrétaire de l’Office, pour Claudine Dutil-Berry

Claudine Dutil-Berry

Chapitre 1. Résumé

Le 9 juillet 2006 à environ 2 h, heure avancée des Rocheuses (HAR), près de Chetwynd, en Colombie-Britannique, le pipeline de soufre de l’usine à gaz de Pine River, d’un diamètre de 168,3 mm (pipeline de soufre ou pipeline), appartenant à Westcoast Energy Transmission, exploitée sous la dénomination sociale Spectra Energy Inc. (Spectra), s’est rompu aux kilomètres 2,3 et 2,8. Le 3 juillet 2006, des manifestations d’éclairs à l’usine à gaz de Pine River ont endommagé deux générateurs d’électricité et provoqué une panne d’alimentation du système de réchauffage de canalisation. Les instruments de lecture ont cessé de transmettre des données au sujet du pipeline de soufre le 4 juillet 2006 et la décision a été prise de couper l’alimentation du pipeline, ce qui a entraîné la solidification du soufre liquide dans le pipeline. Lors de la refonte, la dilatation du soufre liquide et le choc hydraulique ont créé des pressions internes qui ont fait en sorte que la contrainte a dépassé la résistance à la traction du matériau et causé la rupture de la canalisation aux kilomètres 2,3 et 2,8. Personne n’a été blessé et le soufre ne s’est pas enflammé. Un volume d’environ 2 m³ de soufre fondu s’est échappé du pipeline et a été récupéré ultérieurement.

Au terme de son enquête, l’Office national de l’énergie (ONÉ ou l’Office) a dégagé dix (10) causes et facteurs et rendu deux (2) décisions visant à éviter que de tels accidents ne se reproduisent. Les décisions constituent le fondement de l’Ordonnance SC-W102-01-2009.

Chapitre 2. Portée et objectif de l’enquête en vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie

La portée de l’enquête menée par l’ONÉ sur cet accident a été établie conformément au mandat de l’Office défini dans la Loi sur l’Office national de l’énergie (Loi sur l’ONÉ), plus précisément le paragraphe 12(1.1) :

  • 12(1.1) L’Office peut enquêter sur tout accident relatif à un pipeline, une ligne internationale ou toute autre installation dont la construction ou l’exploitation est assujettie à sa réglementation, en dégager les causes et facteurs, faire des recommandations sur les moyens d’éliminer ces accidents ou d’éviter qu’ils ne se reproduisent et rendre toute décision ou ordonnance qu’il lui est loisible de rendre.

En vertu de l’autorité qui est accordée à l’Office par le paragraphe 12(1.1) de la Loi sur l’ONÉ, l’enquête de l’ONÉ visait à recueillir la preuve concernant l’accident, à analyser celle-ci, à dégager les causes ou facteurs ayant contribué à l’accident, à faire des recommandations pour éviter que de tels accidents ne se reproduisent et à produire toute décision ou ordonnance qu’il juge appropriée.

Chapitre 3. Renseignements de base

3.1 Pipeline de soufre de l’usine à gaz de Pine River

Le pipeline de soufre passe près de la ville de Chetwynd, dans le nord-est de la Colombie-Britannique. La géographie locale est montagneuse, et le pipeline descend une pente abrupte d’une longueur d’environ 5,5 kilomètres ayant une dénivellation de 490 mètres. L’annexe I indique l’emplacement exact du pipeline de soufre. L’annexe II est un schéma de ce pipeline.

Le pipeline a été construit en 1994[1] afin de transporter du soufre liquide de l’usine à gaz de Pine River jusqu’à une usine de bouletage exploitée par une entreprise indépendante, près de Hasler Flats. L’ensemble de l’ouvrage est constitué d’une canalisation de 168,3 mm (NPS 6) de diamètre et de raccords fabriqués selon la norme ASME B31.3[2], ainsi que de supports de surface, de nombreux dispositifs de réchauffage de canalisation et d’une isolation thermique. Le tableau 3-1 présente la fiche technique de la canalisation.

[1] La construction et l’exploitation du pipeline de soufre ont été approuvées par l’Ordonnance XG-W5-28-93 de juin 1993, en conformité avec l’article 58 de la Loi sur l’Office national de l’énergie.
[2] ASME B31.3 - Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping, 1990 éd.

Tableau 3-1 : Fiche technique du pipeline de soufre

Fiche technique du pipeline de soufre
Longueur 5,5 km
Caractéristiques de la canalisation ASTM A 106[3] Grade B Tableau 80
Caractéristiques des coudes ASTM A 234[4] Grade B Tableau 80
Diamètre 168,3 mm (6,625 pouces ou NPS 6)
Épaisseur de la paroi 10,97 mm (0,432 pouce)
Force de rupture 240 MPa (35 ksi)
Résistance à la traction 415 MPa (60 ksi)
Pression maximale de service (PMS) ou pression nominale 10 584 kPa (1 535 lb/po2) à 177 oC (350 oF)
[3] ASTM A 234 - Standard Specification for Piping Fittings of Wrought Carbon Steel and Alloy Steel for Moderate and High Temperature Service
[4] ASTM A 106 - Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for High-Temperature Service

L’usine à gaz de Pine River est alimentée en électricité de manière autonome par cinq générateurs produisant une puissance primaire totale de 10,5 MW. Les unités GE3401A et 3401B sont des générateurs de 3 MW alimentés par des turbines au gaz naturel. D’une puissance de 1,5 MW, les unités GE14.03 et 14.04 sont équipées de moteurs alternatifs fonctionnant au gaz naturel. L’unité GE14.01 est un générateur de 1,5 MW muni d’une turbine à vapeur. Un générateur de secours de 70 kW fournissait l’énergie aux systèmes d’éclairage et de contrôle critique en cas d’urgence. Des limiteurs de surtension étaient installés sur les lignes aériennes de transport d’énergie exposées.

Le pipeline de soufre transporte du soufre à l’état liquide maintenu à une température supérieure au point de fusion de 115,2 oC. Le volume de soufre peut augmenter de 8,3 % et même plus au moment de la refonte (passage de solide monoclinique à liquide). Les propriétés du soufre sont exposées en détail à l’annexe III. À un débit normal, le soufre dans le pipeline demeure à une température assez élevée pour qu’il puisse atteindre le point d’arrivée sans se solidifier. Le pipeline de soufre est muni de systèmes de réchauffage de canalisation, d’une isolation et de systèmes de secours qui empêchent la solidification du soufre si le débit baisse.

Trois dispositifs de réchauffage de canalisation fournissent la chaleur nécessaire au pipeline de soufre. Sur toute sa longueur, le pipeline est réchauffé par un système de réchauffage à effet pelliculaire alimenté par les générateurs d’électricité de l’usine et est illustré à l’annexe IV. Le chauffage inductif et ohmique du système REP est assuré par un tube de 33,4 mm de diamètre (NPS 1) fixé au pipeline par des points de soudure espacés d’environ 300 mm. Un système de réchauffage par circulation de glycol est installé de l’usine jusqu’au début du pipeline, à quelque 25 mètres en aval de la soupape 30ESDV002. Un système de réchauffage de canalisation électrique à isolation minérale est disposé sur les vannes de sectionnement de canalisation (VSC). Les générateurs d’électricité de l’usine alimentent la VSC 1, tandis que la VSC 2 est raccordée au réseau de BC Hydro.

L’isolation du pipeline consiste en une enveloppe de perlite de 76 mm (3 pouces) recouverte d’une couche de même épaisseur de mousse de polyuréthane. Les supports de la canalisation ont une conductivité thermique supérieure, ce qui fait que la perte thermique y est plus forte. Une isolation supplémentaire est donc utilisée à ces endroits. Quand le soufre coule dans le pipeline, il y a variation de perte thermique le long du pipeline sans toutefois influer sur l’exploitation de ce dernier. Quand le soufre n’est pas en mouvement dans le pipeline, le risque de solidification est plus élevé aux endroits où la perte thermique est la plus marquée.

Un poste d’injection d’azote est installé pour faciliter le vidage du pipeline sans y introduire d’air. L’azote est alors chauffé électriquement afin d’éviter le refroidissement et la solidification du soufre pendant l’opération. Les générateurs électriques fournissent le courant nécessaire.

Le pipeline de soufre est soutenu en surface par des supports. Des sabots sont installés pour permettre les mouvements latéraux. En des endroits précis, le pipeline est fixé aux supports à l’aide d’ancrages et de tirants d’assemblage pour qu’il puisse soutenir les charges dynamiques auxquelles il est soumis, notamment les chocs hydrauliques. Le pipeline est attaché au niveau des joints d’expansion afin de le maintenir sur les supports en présence de pentes abruptes.

3.2 Description de l’incident

Le 3 juillet 2006 à 21 h 36 (HAR), la foudre a frappé l’usine à gaz de Pine River. Les dispositifs de protection de la production d’électricité ainsi que l’instabilité des délesteurs et du système ont entraîné une panne totale d’alimentation. La surtension provoquée par la foudre a endommagé les deux générateurs de 1,5 MW munis de moteurs alternatifs au gaz naturel, c’est-à-dire ceux qui sont chargés du redémarrage à froid de l’usine. Les tentatives pour relancer les générateurs ont échoué. Le système de commande asservi (SCA) de l’usine, qui assure la surveillance et le contrôle informatisés, a continué de fonctionner puisqu’il est alimenté par batteries.

La panne d’alimentation de l’usine à gaz de Pine River a rendu les systèmes de réchauffage de canalisation du pipeline inutilisables. Sans énergie provenant de l’usine, le REP et le réchauffage électrique à isolation minérale de la VSC 1 (1,5 km) ont aussi cessé de fonctionner. La production de soufre a été arrêtée au moment de l’interruption de l’exploitation de l’usine.

Le 4 juillet à 1 h 13 (HAR), grâce au soufre entreposé, le débit minimal était de 325 tonnes/jour pour éviter la solidification du soufre dans le pipeline. À 10 h 20 (HAR), la batterie alimentant le SCA a cessé de fonctionner, épuisée. Les opérateurs n’étant alors plus en mesure de surveiller le pipeline, l’alimentation de soufre entreposé a cessé. En l’absence d’électricité, il n’était pas possible d’injecter de l’azote pour faciliter le vidage du pipeline et les vannes de coupure étaient fermées. Vers 14 h 40 (HAR), le soufre qui se trouvait encore dans le pipeline a commencé à se solidifier.

Le 6 juillet, l’alimentation électrique de l’usine à gaz de Pine River et du SCA a été rétablie. L’opération de refonte a commencé autour de 19 h (HAR), et le REP du pipeline de soufre a été mis en marche. La refonte consiste en une série d’augmentations contrôlées de la température sur une période pouvant aller jusqu’à 70 heures.

Le 8 juillet à 21 h 08 (HAR), une fuite à la VSC 2 (kilomètre 3,2) a été constatée et des travailleurs ont été dépêchés sur les lieux pour faire les réparations. Peu de temps après, le 9 juillet à 2 h (HAR), un travailleur qui se trouvait au kilomètre 3,2 a entendu une explosion. À 5 h 50 (HAR), la rupture du pipeline a été constatée au kilomètre 2,8 et, à 5 h 56, l’opération de refonte a été arrêtée. Le 9 juillet à 11 h 05 (HAR), le Bureau de la sécurité des transports[5] a été informé de la situation par téléphone. À environ 11 h 40 (HAR), l’ONÉ était ensuite mis au courant de la situation, aussi par téléphone.

[5] Le BST est un organisme indépendant qui a été créé pour promouvoir la sécurité du transport par la conduite d’enquêtes sur les incidents survenus dans les domaines de la marine, des pipelines, du rail et de l’aviation. Quand le BST enquête sur un événement lié à l’exploitation d’un pipeline, l’ONÉ ne peut faire enquête pour déterminer la cause de l’événement et doit se limiter aux facteurs contributifs. La coordination de l’enquête de l’ONÉ se fait alors par l’entremise du BST.

Le 13 juillet, des membres du personnel de l’ONÉ et du BST se sont rendus sur les lieux de l’incident. Au terme d’un examen préliminaire des données sur l’événement, le BST a jugé qu’une enquête de sa part n’était pas justifiée. Par conséquent, conformément à la Loi sur l’ONÉ, l’Office s’est chargé seul de l’enquête.

Des ruptures du pipeline de soufre ont été observées aux kilomètres 2,3 et 2,8. En outre, des ancrages ont été endommagés et la canalisation est sortie de ses supports aux kilomètres 1,5, 2,3 et 2,8. L’isolant qui recouvre les supports le long du pipeline pour vérifier l’état de la canalisation elle-même. Les mesures prises ont confirmé que le diamètre du pipeline enregistrait un gain de 3,8 % près de l’endroit de la rupture au kilomètre 2,3 et de 5,7 % en aval de la rupture au kilomètre 2,8[6]. La rupture au kilomètre 2,3 s’est produite à l’intérieur du dernier coude à 90 degrés d’un joint de dilatation. Les ancrages ont subi des dommages et la canalisation est complètement sortie de ses supports. La rupture au kilomètre 2,8 est survenue sur une portion droite, mais dans une pente. À cet endroit, la canalisation s’est déplacée sur ses supports.

[6] Spectra Energy Inc., Pine River Gas Plant Liquid Sulphur Pipeline July 2006 Line Breaks and Repair, 19 septembre 2007, annexe B.

Dans les deux cas, il n’y a pas eu de blessé et le soufre ne s’est pas enflammé. Un volume d’environ 2 m³ de soufre fondu s’est libéré du pipeline et a été récupéré ultérieurement.

La rupture a incité Spectra à retirer volontairement le pipeline de soufre du service pour mener sa propre enquête et mettre en œuvre des mesures correctives. Le 26 avril 2007, après que Spectra a fait les réparations et pris les mesures correctives nécessaires, le chef du Secteur des opérations de l’ONÉ a indiqué que plus rien n’empêchait la remise en service du pipeline de soufre[7].

[7] Office national de l’énergie, Usine à gaz de Pine River de Spectra Energy Transmission - Westcoast Energy Inc. (« Westcoast ») - Incident relatif au pipeline de soufre de juillet 2006, 26 avril 2007

3.3 Examen en laboratoire de la canalisation défaillante

Les sections défaillantes de la canalisation ont été envoyées à Acuren Group Inc. (Acuren) aux fins d’une analyse indépendante. Les conclusions fournies par Acuren[8] [9] ont été confirmées par un examen réalisé par la Direction de l’ingénierie du Bureau de la sécurité des transports[10]. L’ONÉ accepte et fait siennes ces conclusions afin d’établir les causes de la défaillance.

[8] Acuren Group Inc., Pine River Sulfur Line: Elbow Failure, 29 août 2006.
[9] Acuren Group Inc., Pine River Sulfur Line: Pipe Failure, 29 août 2006.
[10] Direction de l’ingénierie du Bureau de la sécurité des transports du Canada, Rapport technique LP097/2006, 23 janvier 2007.

3.3.1 Défaillance du coude au kilomètre 2,3

La défaillance du coude au kilomètre 2,3 est attribuable à la pression interne qui a créé une contrainte supérieure à la résistance à la traction du raccord. La forte contrainte a causé une expansion de la canalisation et un amincissement de ses parois.

L’inspection des sections droites adjacentes a révélé que le diamètre de la canalisation surpassait les valeurs normales de 1,91 mm à 5,46 mm (0,075 po à 0,215 po). L’épaisseur de la paroi touchée était de 7,11 mm (0,280 po), soit 35 % de moins que l’épaisseur fixée de 10,97 mm (0,432 po).

La dureté du matériau du coude adjacent à la rupture variait de 226 DV à 298 DV. Celle d’une section type était de 190 DB (91 DRB), ce qui est inférieur à la valeur maximale de 197 DB indiquée dans la norme ASTM A 234.

Les propriétés d’allongement ont été établies en coupant et en redressant une partie du coude. La force de rupture n’a pas pu être déterminée avec fiabilité, à cause des effets de contrainte du redressement. Toutefois, l’échantillon satisfaisait aux valeurs prévues à la norme ASTM A 234 relative à la résistance à la traction et à l’allongement. L’annexe V renferme les résultats détaillés des essais réalisés sur le coude.

3.3.2 Défaillance du corps de la canalisation au kilomètre 2,8

La défaillance au kilomètre 2,3 a été causée par la pression interne qui a provoqué une contrainte supérieure à la résistance à la traction de la canalisation. La forte contrainte a agrandi le diamètre de la canalisation et entraîné un amincissement de ses parois.

L’inspection des sections droites adjacentes de la canalisation a révélé que le diamètre dépassait les valeurs normales de 4,98 mm à 9,53 mm (0,196 po à 0,375 po). L’épaisseur de la paroi touchée variait de 7,72 mm à 10,03 mm (0,304 po à 0,395 po), soit de 9 % à 30 % de moins que l’épaisseur fixée de 10,97 mm (0,432 po).

Une fissure dans le bord de la soudure reliant le tube de REP à la canalisation a été à l’origine de la rupture. Une coupe transversale à révélé une seconde fissure dans la racine de la soudure. Un contrôle magnétoscopique a fait ressortir des signes de fissure à sept des dix points de soudure adjacents.

La dureté mesurée près de la fracture variait de 241 DV à 298 DV, tandis que dans la ZAC et au point de soudure, elle variait de 343 DV à 364 DV. La dureté d’une section type était de 190 DB (92 DRB). La norme ASTM A 106 ne comporte aucune valeur à ce sujet, mais aux fins de la comparaison, la dureté est inférieure à la valeur maximale indiquée dans la norme ASTM A 234.

Les résultats des essais de traction satisfaisaient aux exigences de la norme ASTM A 106. Une synthèse de ces résultats et des valeurs de résilience Charpy V est fournie à l’annexe V.

3.4 Incidents antérieurs

Depuis sa mise en service en 1994, le pipeline de soufre a connu un certain nombre de problèmes, dont plusieurs fuites de soufre en 2000 et 2001 qui ont été à l’origine d’incendies. En mars 2001, l’Office a nommé un comité enquêteur qui a subséquemment ordonné l’arrêt de tous les travaux sur le pipeline[11]. Une audience orale[12] a eu lieu à Chetwynd, en Colombie-Britannique, du 9 au 12 avril 2001.

[11] Office national de l’énergie, Ordonnance diverse MO-06-2001, 16 mars 2001.
[12] Office national de l’énergie, Ordonnance d’audience diverse MH-1-2001.

Dans ses Motifs de décisions d’octobre 2001, l’Office constatait que le pipeline de souffre n’a pas fonctionné tel qu’on le prévoyait à cause d’une combinaison de facteurs, notamment des problèmes de conception, des conditions d’exploitation inattendues et des procédures d’exploitation et d’entretien lacunaires. Afin de veiller à ce que les problèmes soulevés soient corrigés, Spectra a préparé et mis en œuvre un plan d’action exhaustif et a reçu l’autorisation conditionnelle de remettre le pipeline de soufre en service[13].

[13] Office national de l’énergie, Ordonnance XG-W005-33-2001, 17 octobre 2001.

Une de ces conditions exigeait que Spectra, une semaine avant la remise en marche du pipeline, avise l’Office qu’elle a terminé tous les travaux nécessaires pour étayer les supports du pipeline afin qu’ils résistent aux chocs hydrauliques. La condition a ultérieurement été modifiée[14] pour permettre à Spectra d’exploiter le pipeline, mais de n’entreprendre aucune opération de refonte avant d’avoir complété les améliorations. Les travaux de renforcement des supports du pipeline pour qu’il supporte un choc hydraulique considérable se sont poursuivis jusqu’en septembre 2002.

[14] Office national de l’énergie, Ordonnance modificatrice AO-1-XG-W005-33-2001, 16 novembre 2001.

Chapitre 4. Résultats de l’enquête menée en vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie

La présente section renferme les résultats de l’enquête qui a été menée en vertu de la Loi sur l’ONÉ en ce qui a trait aux :

  • causes et facteurs de l’accident (conformément à l’alinéa 12(1.1)a) de la Loi sur l’ONÉ);
  • mesures correctives prises par Spectra;
  • décisions de l’Office pour la prévention d’accidents semblables à l’avenir (conformément à l’alinéa 12(1.1)a) et au paragraphe 48(1.1) de la Loi sur l’ONÉ).

4.1 Panne totale d’alimentation à l’usine à gaz de Pine River

4.1.1 Conclusions relatives aux causes et facteurs

Conclusion 1. La panne totale d’alimentation à l’usine à gaz de Pine River est attribuable à la foudre qui a frappé à moins de 2 km de l’usine.

À 21 h 36 (HAR) le 3 juillet 2006, l’usine à gaz de Pine River a connu une panne totale d’alimentation. En se servant du logiciel Vaisala Fault Finder®, Spectra a pu confirmer que la foudre avait frappé l’usine, avec marge d’erreur d’un rayon inférieur à 1 km, au moment de la perte d’alimentation.

Conclusion 2. La protection insuffisante contre les surtensions et l’absence d’une alimentation redondante ou d’urgence pour assurer le redémarrage à froid de l’usine ont contribué à la perte totale d’alimentation à l’usine à gaz de Pine River.

À l’origine, la perte totale d’alimentation était attribuable à une protection insuffisante contre les surtensions, ainsi qu’à l’activation de disjoncteurs sur les générateurs à moteur alternatif et de dispositifs de délestage des charges. Par la suite, l’usine n’a pas pu être remise en marche en raison du non-fonctionnement des générateurs à moteur alternatif et de l’absence d’une alimentation d’urgence pour permettre le redémarrage à froid. Au moment de l’incident, seules les lignes aériennes de transport d’énergie étaient munies de limiteurs de surtension. L’usine était donc exposée à des surtensions dans le cas peu probable où la foudre frapperait directement l’usine. Les générateurs GE14.03 et 14.04 à moteurs alternatifs alimentés au gaz naturel devaient permettre le redémarrage à froid de l’usine en cas de perte totale d’alimentation. Après que la foudre a frappé, ils ont été mis en marche. Toutefois, ayant été endommagés, ils ont été incapables de fournir l’énergie requise par la barre omnibus principale[15], ce qui a privé l’usine du courant dont elle avait besoin. De plus, le générateur de secours n’a comme tâche que d’alimenter l’éclairage d’urgence et les systèmes critiques.

[15] Générale électrique du Canada, rapport de GE Canada, 21 juillet 2006.

4.1.2 Mesures correctives prises par Spectra

Depuis l’incident, Spectra a apporté des améliorations à son système d’alimentation en le protégeant davantage contre les surtensions et en le dotant d’un système redondant en cas d’urgence.

Des limiteurs de surtension de grande capacité ont été installés sur tous les générateurs ainsi que sur la barre omnibus principale. Les limiteurs de surtension conçus pour la distribution sur les lignes aériennes de transport d’énergie ont été remplacés par d’autres de grande capacité prévus pour des centrales.

Un générateur de secours réservé d’une capacité de 600 kW a été ajouté au réseau. Ce générateur procure l’énergie de secours nécessaire pour le redémarrage à froid des générateurs GE 3401-A et 3401-B, du dispositif d’injection d’azote du pipeline de soufre et des trois chargeurs de batteries pour les systèmes critiques.

4.1.3 Décisions concernant la prévention d’accidents semblables futurs

Décision 1. Spectra doit, dans les six (6) mois suivant la date de publication du présent rapport, présenter à l’Office un rapport sommaire évaluant toutes ses usines à gaz en exploitation existantes qui relèvent de l’ONÉ relativement aux points suivants :

a) la pertinence des mécanismes de protection contre les surtensions, en particulier en ce qui a trait à l’utilité ou non de reproduire dans ces usines les améliorations mises en œuvre à l’usine à gaz de Pine River;

b) la disponibilité d’une alimentation de secours devant permettre le redémarrage à froid des générateurs.

La décision 1 de l’Office vise à faire en sorte que tous les systèmes électriques dans toutes les autres usines à gaz de Spectra du ressort de l’ONÉ soient munis de dispositifs de protection contre les surtensions et d’une alimentation de secours permettant le redémarrage à froid. Cette mesure évitera la répétition de la longue panne d’alimentation et de conditions d’exploitation inhabituelles et imprévues.

4.2 Solidification du soufre dans le pipeline

4.2.1 Conclusions relatives aux causes et facteurs

Conclusion 3. La principale cause de solidification du soufre dans le pipeline a été une planification inadéquate en cas de perte totale et prolongée d’électricité.

La possibilité qu’une perte totale et durable d’alimentation survienne n’avait pas été correctement planifiée lors de la conception du poste d’injection d’azote et de la préparation des procédures d’interruption de service et des méthodes d’exploitation. Le fonctionnement du poste d’injection d’azote chauffé à l’électricité était directement rattaché au rétablissement de l’alimentation. Les procédures d’interruption de service du pipeline de soufre reposent sur la capacité d’utiliser ce poste. Or, les méthodes d’exploitation du pipeline de soufre ne prévoyaient pas la possibilité qu’il faille maintenir le pipeline en service sans disposer des fonctions de surveillance du SCA. En l’absence de cette surveillance et d’un plan d’urgence défini pour une telle situation, les opérateurs ont mis le pipeline de soufre hors service. Sans système de réchauffage de canalisation alimenté à l’électricité en état de marche, le souffre a alors commencé à se solidifier dans le pipeline.

Conclusion 4. Parmi les facteurs ayant contribué à la solidification du soufre et à la formation de bouchons de soufre, on note ceux-ci :

a) incapacité de vidanger le pipeline;
b) incapacité de maintenir le pipeline en service après la perte d’alimentation du SCA;
c) incapacité d’utiliser le système de réchauffage de canalisation alimenté à l’électricité;
d) perte thermique plus marquée à l’endroit où se trouvent les supports du pipeline, les boîtes de tirage et les boîtes de jonction ainsi que d’autres discontinuités.

Comme cela était décrit dans la conclusion 3, l’incapacité de vidanger le pipeline de soufre par manque d’alimentation électrique de secours a joué un rôle dans les événements qui se sont succédé et qui ont mené à la solidification du soufre dans le pipeline. En outre, la décision des opérateurs de mettre le pipeline hors service parce que le SCA ne fonctionnait pas a aussi été un facteur. Le système de réchauffage de canalisation alimenté à l’électricité inopérant, qui a n’a pu empêcher la solidification du soufre dans le pipeline, figure aussi parmi les facteurs.

Les supports du pipeline, les boîtes de tirage et les boîtes de jonction, de même que d’autres discontinuités ont contribué à la solidification du soufre et à la formation de bouchons, car la conductivité thermique est plus élevée et l’isolation inégale à ces endroits. Ces bouchons de soufre ont été confirmés par l’examen radiographique réalisé après les ruptures du 9 juillet 2006, ainsi que par l’imagerie thermique.

4.2.2 Mesures correctives prises par Spectra

Depuis l’incident, Spectra a installé un générateur de secours réservé de 600 kW qui alimentera, en plus d’autres éléments du système d’alimentation d’urgence, le dispositif d’injection d’azote, le redémarrage à froid d’un des principaux générateurs au gaz et le chargeur des batteries de l’usine.

La procédure en cas de panne totale d’alimentation[16] a été revue pour y ajouter des directives précises et concises pour le pipeline de soufre. Ainsi, le débit minimum provenant de l’entreposage a été fixé à 1 000 tonnes anglaises par jour et, dans le cas où l’alimentation ne peut être rétablie dans les deux heures suivant la panne ou dans le cas d’une baisse de la réserve, le pipeline doit être vidé et purgé.

[16] Spectra Energy Inc., PRGPCR16 Total Power Outage, rév. 5, 1er mai 2007

Pour la refonte en 2006, Spectra avait installé des dispositifs temporaires de réchauffage et de l’isolant supplémentaire afin d’atténuer la perte thermique aux endroits où la conductivité thermique est la plus forte. Après la refonte, ces éléments ont été enlevés.

4.2.3 Décisions concernant la prévention d’accidents semblables futurs

L’Office estime que les mesures correctives prises par Spectra ont considérablement réduit les risques de solidification du soufre dans le pipeline en cas de perte totale d’alimentation. Aucune autre décision n’est donc prise à cet égard.

4.3 Surpression

4.3.1 Conclusions relatives aux causes et facteurs

Deux phénomènes pris isolément ou combinés sont à l’origine de la surpression, soit la dilatation du soufre durant le changement de l’état solide à l’état liquide et un choc hydraulique. La surpression et son rôle dans la défaillance du pipeline aux kilomètres 2,3 et 2,8 sont analysés plus en détail ci-après.

Quand le soufre liquide se solidifie, il se contracte et engorge le pipeline. À la refonte, quand il y a changement d’état, le soufre solide se dilate et produit une pression extrêmement élevée à certains endroits. Il y a choc hydraulique quand un bouchon de soufre liquide se libère et crée des forces en rupture d’équilibre et une raréfaction de la pression[17], ou quand une certaine quantité de soufre liquide s’écoule dans un vide à l’intérieur du pipeline et heurte une obstruction dans celui-ci, par exemple un bouchon de soufre solide, un coude dans un joint de dilatation ou une vanne fermée.

[17] Spectra Energy Inc., Pine River Gas Plant Liquid Sulphur Pipeline July 2006 Line Breaks and Repair, 19 septembre 2007, 8.

Conclusion 5. Selon toute probabilité, la surpression au kilomètre 2,8 a été provoquée par une dilatation du soufre durant le changement de l’état solide à l’état liquide, entre des bouchons de soufre.

Il est probable que la surpression au kilomètre 2,8 soit le résultat de la dilatation du soufre lors du changement de l’état solide à l’état liquide, entre des bouchons de soufre. L’épaisseur de la paroi de la canalisation a alors subi une réduction appréciable près du tube de REP, là où la dilation causée par le changement d’état a été la plus marquée. À chaque surpression successive résultant de la dilatation du soufre, les effets sont cumulatifs. Ainsi, chaque fois que le soufre dans la canalisation est refondu, cette dernière peut prendre de l’expansion. Les résultats des tests en laboratoire visant à connaître les causes de la défaillance au kilomètre 2,8 n’ont fourni aucune preuve de défaillance progressive. Toutefois, à certains endroits, il y a eu gain du diamètre de la canalisation pouvant atteindre 7 %, ce qui accroît les risques des effets cumulatifs.

Conclusion 6. La surpression au kilomètre 2,3 aurait pu être causée par la pression, une onde de raréfaction ou un choc hydraulique provoqué par la rupture au kilomètre 2,8, combiné aux effets de la dilatation associés à la refonte du soufre.

Il découle de la conclusion 6 que la cause de la surpression au kilomètre 2,3 n’est pas connue avec certitude. L’amincissement de la paroi du coude près de la rupture pourrait indiquer qu’il y a eu une surpression localisée attribuable à la dilatation du soufre durant le changement d’état. Toutefois, le gonflement ne s’est pas produit à proximité du tube de REP. Spectra a émis l’hypothèse que la surpression aurait pu être causée par un choc hydraulique provoqué par des forces en rupture d’équilibre et une raréfaction de la pression après la rupture au kilomètre 2,8. Cela expliquerait le déplacement ascendant ou vers l’amont du joint de dilatation, à l’endroit de la rupture au kilomètre 2,3.

Conclusion 7. La cause fondamentale de la surpression réside dans une mauvaise procédure de refonte.

Le but de la refonte[18] est de remettre le pipeline de soufre en service après plusieurs jours d’inactivité pendant lesquels le soufre a été totalement ou partiellement solidifié. La démarche consiste en une série d’augmentations contrôlées et de maintien de la température sur une période pouvant aller jusqu’à 70 heures.

[18] Spectra Energy Inc., PRGPSPL01 Sulphur Pipeline Remelting Procedure, rév. 5, 3 avril 2003

Dans la réalité, toutefois, quand la procédure de refonte a été entreprise, c’est-à-dire après le rétablissement de l’alimentation électrique, les opérateurs ne sont pas parvenus à assurer une augmentation contrôlée et le maintien de la température (le profil temps-température est donné à l’Annexe VI). Le manque de régularité observé de la température durant la refonte pourrait s’expliquer par le fait que l’opération a été déclenchée alors qu’il existait de fortes variations de température (de 52 oC à 163 oC) et des degrés divers de solidification du soufre dans le pipeline, qu’il y avait des bouchons de soufre et des vides dans celui-ci et que l’on trouvait des puits de chaleur aux points de discontinuité, ou à une combinaison de ces facteurs. En définitive, la refonte a échoué et a occasionné des températures inégales du soufre et une surpression qui s’est finalement traduite par une rupture du pipeline de soufre.

4.3.2 Mesures correctives prises par Spectra

La procédure de refonte du pipeline de soufre a été revue en profondeur[19]. Elle comporte désormais une condition préalable qui consiste à assurer la solidification complète du soufre dans le pipeline en maintenant dans celui-ci une température constante inférieure à 37,8 oC (100 oF) pendant 24 heures. En outre, la nouvelle procédure prévoit une activation rapide des systèmes de réchauffage de canalisation afin de créer un passage pour le soufre tout près du dispositif de réchauffage. Cela réduit les variations de volume du soufre durant le changement d’état. Par ailleurs, la refonte du pipeline de soufre doit se faire selon sept sections prévues à l’avance. La procédure nécessite beaucoup de temps, de ressources, d’équipement et de surveillance, et l’opération doit être examinée par une équipe avant d’être enclenchée.

[19] Spectra Energy Inc., PRGPSPL01 Sulphur Pipeline Re-Melting Procedure, rév. 6, 3 décembre 2006

En mars 2007, en suivant la nouvelle procédure pour refondre le soufre dans le pipeline, il a été constaté qu’elle ne se déroulait pas de manière uniforme et un choc hydraulique s’est produit[20]. Il s’en est suivi qu’un ensemble ancrage-tirant d’assemblage a été endommagé, sans toutefois qu’il y ait une rupture du pipeline. La refonte totale a été exécutée en avril 2007 sans que d’autres dommages ne surviennent.

[20] Spectra Energy Inc., Pine River Gas Plant Liquid Sulphur Pipeline July 2006 Line Breaks and Repair, 19 septembre 2007, 19.

4.3.3 Décisions concernant la prévention d’accidents semblables futurs

L’Office ne prend aucune autre décision à cet égard. Il reconnaît qu’il est difficile, voire quasi impossible, d’exécuter une refonte sans provoquer de choc hydraulique. Cependant, les recherches et les essais sur le terrain poussés qu’a menés Spectra ont permis de rendre la procédure plus efficace. L’Office note aussi que d’autres mesures correctives prises par suite de l’incident ont énormément réduit les risques de solidification du soufre dans le pipeline et, du même coup, atténué la probabilité d’avoir à recourir à la procédure de refonte à l’avenir. Néanmoins, si elle devenait nécessaire, Spectra devrait alors faire un examen minutieux de la situation et exécuter la refonte avec le plus grand soin.

4.4 Ruptures du coude au kilomètre 2,3 et de la canalisation au kilomètre 2,8

4.4.1 Conclusions relatives aux causes et facteurs

Conclusion 8. La cause immédiate de la rupture, que ce soit celle du coude au kilomètre 2,3 ou celle de la canalisation au kilomètre 2,8, provient d’une contrainte qui a excédé la résistance à la traction du matériau.

La perte totale d’alimentation, la solidification du soufre dans le pipeline et la surpression créée lors de la refonte ont finalement amené la rupture du pipeline de soufre aux kilomètres 2,3 et 2,8. Il ressort de l’examen en laboratoire du matériau défectueux récupéré à l’endroit des deux incidents que les propriétés du matériau étaient acceptables et que la défaillance a été causée par une contrainte qui excédait la résistance à la traction du matériau.

Conclusion 9. Une fissure dans la partie réchauffée de la soudure fixant le tube de REP à la canalisation a contribué à la rupture au kilomètre 2,8.

Une fissure dans le bord de la soudure fixant le tube de REP à la canalisation au kilomètre 2,8 a contribué à l’apparition du problème, dans la mesure où elle a fourni un point d’origine pour la rupture. La cause de cette fissure a fait l’objet d’un examen plus poussé. Spectra a remis à l’Office un bloc soumis à un contrôle de la qualité, illustrant la façon dont le tube de REP est fixé à la canalisation au moment de la fabrication. Ce bloc exposait les spécifications de la soudure et les compétences du soudeur et contenait un dossier d’essais non destructifs comprenant une évaluation entièrement non destructive (END) des points de soudure par contrôle magnétoscopique. Il montrait une END efficace où des signes de fissures linéaires ont mené au rejet et à la réparation des soudures.

Il est ressorti d’un examen réalisé par Acuren sur l’élément découpé du corps du pipeline au kilomètre 2,3 que la dureté dans la ZAC était plus élevée que celle du matériau à proximité. D’autres fissures ont aussi été décelées à 7 des 10 points de soudure adjacents lors d’un contrôle magnétoscopique, et une fissure secondaire a été constatée à la racine de la soudure en examinant une coupe transversale.

Ces observations permettent de tirer certaines conclusions. La dureté plus élevée dans la ZAC par rapport au matériau adjacent porte à croire que cette situation est antérieure à l’incident et qu’elle provient du processus de soudage. Le matériau de dureté supérieure aurait pu permettre une concentration de la contrainte et offrir un point d’origine pour la fissuration. En outre, en raison de la présence de fissures à 7 des 10 points de soudure adjacents constatée pendant un contrôle magnétoscopique et d’un contrôle de la qualité efficace, il se peut que les fissures aient commencé quelque temps après la fabrication ou lors de la surpression qui s’est produite durant la refonte. L’origine de la fissure secondaire dans la racine de la soudure est moins claire; néanmoins, elle fait ressortir la nécessité d’un respect strict des spécifications au moment du soudage pour produire des soudures exemptes de défectuosités.

4.4.2 Mesures correctives prises par Spectra

Depuis, Spectra a effectué de nombreuses mesures pour calculer la dilatation le long du pipeline de soufre. Elle a aussi mené un essai par pression hydrostatique et fait une brève évaluation qualitative du risque[21], afin de connaître le degré d’intégrité du pipeline de soufre sur le plan de la PMS.

[21] Spectra Energy Inc., Long-term Integrity Plan Development, 15 septembre 2008

Les résultats des mesures prises le long du pipeline ont été compilés dans deux représentations graphiques fournies à l’annexe VII. Celles du diamètre extérieur sont associées à la distance et présentées dans la figure VII-1. La plage de spécifications de la norme ASTM A 106 est fournie aux fins de comparaison. La dilatation a été la plus marquée près des points de rupture, aux kilomètres 2,3 et 2,8, où elle a excédé la norme. Les mesures relatives à l’épaisseur de la paroi ont également été mises en relation avec la distance. Elles sont présentées à la figure VII-2, en compagnie des spécifications minimale et nominale de la norme ASTM A 106, fournies à titre comparatif. Toutes les mesures de la paroi excèdent la valeur minimale indiquée dans cette norme.

Le 17 et 18 avril 2007, le pipeline de soufre a été soumis à un essai par pression hydrostatique conforme aux normes ASME B31.3 et CSA Z662 ainsi qu’aux spécifications de Spectra. Au terme d’un essai de résistance de huit heures et d’un essai de fuite de quatre heures, l’opération a été jugée un succès. Durant les essais, la pression a été maintenue à l’intérieur d’une plage de 21 375 kPa (3 100 lb/po2 ou 2,02 x PMS) à 22 754 kPa (3 300 lb/po2 ou 2,15 x PMS)[22].

[22] À moins d’indication contraire, les pressions d’essai indiquées ont été mesurées au terminal.

L’essai de résistance a produit une pression minimale de 21 526 kPa (3 122 lb/po² ou 2,03 x PMS). En ce qui a trait à la contrainte, l’essai a donné une contrainte circonférentielle transversale minimale de 165 MPa, soit 69 % de la LMÉS. En comparaison, la pression nominale du pipeline de 10 584 kPa produit une contrainte circonférentielle transversale de 81 MPa (34 % de la LMÉS).

L’évaluation du risque portait sur les questions d’intégrité comme les défectuosités de la canalisation, la corrosion, les problèmes géotechniques ou résultant de tiers et ceux associés à l’exploitation. Spectra est arrivée à la conclusion que les fissures préexistantes ou nouvellement apparues et la dureté des points de soudure ne constituaient pas une menace à l’intégrité à long terme. Selon Spectra, l’amincissement et le gonflement appréciables dus à une contrainte excédant la force de rupture et la tension de rupture démontraient que les fissures et la dureté n’avaient pas altéré la conception originale du pipeline. Par ailleurs, l’essai hydrostatique a révélé que toutes les défectuosités qui auraient pu demeurer ont soutenu la pression maximale de service et le coefficient de sécurité de 2.

Spectra a jugé que le risque de corrosion interne était très improbable; toutefois, il est encore davantage atténué par des unités de surveillance de la corrosion, contrôlées tous les trimestres, et des points d’essai aux ultra-sons.

Afin de réduire les risques géotechniques et ceux découlant de dommages causés par des tiers, Spectra a mis sur pied des patrouilles terrestres qui parcourent le secteur régulièrement.

Spectra a jugé que la perturbation des opérations constituait le principal risque pour l’intégrité du pipeline de soufre. Ces perturbations englobent les conditions inhabituelles susceptibles de mener à une solidification du soufre dans le pipeline, l’exécution des procédures de refonte et les chocs hydrauliques. Afin de réduire ces menaces, Spectra a révisé en profondeur ses marches à suivre et accru les dispositifs de protection et de redondance des systèmes électriques. Si des perturbations graves devaient se produire, Spectra s’est engagée à préparer un programme d’essais précis visant à juger de la pertinence de maintenir le pipeline en service, comme les mesures prises avant la remise en service en avril 2007.

4.4.3 Décisions concernant la prévention d’accidents semblables futurs

Décision 2. Spectra doit, dans les six (6) mois suivant la date de publication du présent rapport, présenter à l’Office :

a) une proposition de plan d’action pour évaluer périodiquement l’intégrité du pipeline de soufre en se fondant sur des principes d’ingénierie solides et sur les normes de l’industrie en la matière; devront être pris en considération les effets des opérations courantes et non courantes sur l’intégrité du pipeline, depuis la défaillance de 2006, dans les secteurs présentant actuellement ou étant susceptibles de présenter des risques pour l’intégrité;

b) une démarche permettant d’identifier les causes fondamentales des situations présentant des conditions non courantes et leurs effets sur l’intégrité du réseau de pipelines de soufre, en l’arrimant à ses programmes d’atténuation, de surveillance et de prévention.

L’Office rend la décision 2 dans le but de veiller à ce que les défectuosités restantes qui demeurent inconnues n’affectent pas l’exploitation du pipeline de soufre. Compte tenu du type d’évaluation de l’intégrité qui a été faite (c.-à-d. l’essai hydrostatique) et du peu de renseignements tirés de l’évaluation directe faite à des endroits choisis (en particulier les mesures du diamètre dilaté de la canalisation aux kilomètres 2,3 et 2,8), il se pourrait qu’on ne connaisse jamais les anomalies sous-critiques qui ont conduit à la défaillance.

4.5 Défaillance des ancrages et des tirants d’assemblage

4.5.1 Conclusions relatives aux causes et facteurs

Conclusion 10. La défaillance des ancrages et des tirants d’assemblage est attribuable aux forces en déséquilibre associées à la rupture ou au choc hydraulique.

Les défaillances des ensembles ancrage-tirant d’assemblage au moment de l’incident du 9 juillet 2006 résultent des forces en déséquilibre associées à la rupture ou au choc hydraulique. Les ensembles ancrage-tirant d’assemblage n’avaient pas été conçus pour soutenir les forces en déséquilibre maximales présentes au moment de la rupture du pipeline. Ils devaient accepter les forces produites par un marteau-batteur hydraulique pendant l’exploitation[23]. La charge horizontale maximale que les ensembles ancrage-tirant d’assemblage pouvaient supporter était de 65 tonnes, tandis que la charge maximale que pouvaient accepter les ancrages isolément était de 5 tonnes. Cependant, l’examen de Spectra a permis d’établir que la rupture d’un pipeline pouvait être à l’origine de forces en déséquilibre égales à 100 tonnes[24].

[23] Courriel Jacobs, « Questions de l’ONÉ », 29 novembre 2006.
[24] Spectra Energy Inc., Pine River Gas Plant Liquid Sulphur Pipeline July 2006 Line Breaks and Repair, 19 septembre 2007, 22.

La défaillance des ensembles ancrage-tirant d’assemblage au moment de la refonte de mars 2007 a été le résultat du choc hydraulique, qui les en endommagés mais sans occasionner la rupture du pipeline.

4.5.2 Mesures correctives prises par Spectra

Spectra a réparé tous les ancrages, tirants d’assemblage, supports et sabots endommagés avant de remettre le pipeline de soufre en service. Spectra et ses conseillers ont revu la conception des ensembles ancrage-tirant d’assemblage et l’ont jugée acceptable compte tenu des forces dynamiques prévisibles dans les conditions d’exploitation habituelles.

4.5.3 Décisions concernant la prévention d’accidents semblables futurs

L’Office n’a pas de décision supplémentaire à rendre à cet égard. L’objet des ancrages et des tirants d’assemblage est d’assurer un équilibre entre le maintien en place du pipeline et la souplesse requise pour qu’il puisse absorber les forces exercées en présence d’un choc hydraulique. Dans l’intérêt du maintien d’un tel équilibre, l’Office accepte la conclusion de Spectra à l’effet que la conception n’a pas besoin d’être revue pour le moment.

Chapitre 5. Conclusions

Un résumé des conclusions sur les facteurs et les causes de l’accident est proposé à l’annexe VIII. L’Office estime que ces causes et ces facteurs ont été cernés de manière satisfaisante.

Spectra a jugé que la perturbation des opérations constituait le principal risque à l’intégrité du pipeline de soufre. Elle a apporté les modifications appropriées à ses procédures, son équipement et ses systèmes afin d’atténuer ce risque. Dans son état actuel, le pipeline de soufre peut être exploité sans danger. L’Office a rendu deux (2) décisions (exposées à l’annexe IX) dans le but d’atténuer encore davantage les risques résiduels. Conformément à l’alinéa 12(1.1)c) et au paragraphe 48(1.1) de la Loi sur l’ONÉ, ces décisions ont été intégrées comme conditions à l’Ordonnance SC-W102-01-2009 (annexe X).

Annexes

Annexe I : Emplacement géographique du pipeline de soufre

Emplacement géographique du pipeline de soufre
Emplacement géographique du pipeline de soufre

Annexe II : Représentation schématique des dommages subis par le pipeline de soufre

Représentation schématique des dommages subis par le pipeline de soufre

Annexe III : Propriétés du soufre

Tableau III-1 : Propriétés du soufre

Propriétés du soufre
État Structure Température Volume spécifique
Solide Rhombique Moins de 95,6 oC 4,84x10-4 m³/kg
Solide Monoclinique 95,6 oC à 115,2 oC 5,12x10-4 m³/kg
Liquide --- 115,2 oC 5,54x10-4 m³/kg

Annexe IV : Illustration du REP de Therm-Trac

Illustration du REP de Therm-Trac

Nota : Illustration fournie par Spectra.

Annexe V : Résultats des essais destructifs

Sources :
Acuren Group Inc., Pipeline de soufre de Pine River : défaillance du coude, 29 août 2006. Acuren Group Inc., Pipeline de soufre de Pine River : défaillance de la canalisation, 29 août 2006.

Tableau V-1 : Résultats de l’essai de traction

Résultats de l’essai de traction
Propriété Force de rupture Résistance à la traction Allongement
Essai Spécification Essai Spécification Essai Spécification
Coude 354 MPa
(51,4 ksi)
241 MPa
(35 ksi)
501 MPa
(72,6 ksi)
414 à 552 MPa
(60 à 80 ksi)
31 % 30 %
Section longitudinale de la canalisation
(0,43 po x 1,50 po)
425 MPa
(61,6 ksi)
241 MPa
(35 ksi) min.
539 MPa
(78,1 ksi)
414 MPa
(60 ksi) min.
33 % 28,5 %
min.
Section longitudinale de la canalisation
(0,43 po x 0,50 po)
442 MPa
(64,1 ksi)
241 MPa
(35 ksi) min.
558 MPa
(80,9 ksi)
414 MPa
(60 ksi) min.
24 % 22,5 %
min.
Section longitudinale de la canalisation
(à 270 oF)
447 MPa
(64,9 ksi)
sans objet 554 MPa
(80,3 ksi)
sans object 19 % sans objet
Section transversale de la canalisation
(0,39 po x 1,50 po)
498 MPa
(72,2 ksi)
241 MPa
(35 ksi) min.
573 MPa
(83,1 ksi)
414 MPa
(60 ksi) min.
24 % 16,5 %
min.

Tableau V-2 : Résultats de l’essai de résilience Charpy

Résultats de l’essai de résilience Charpy
Essai de température (oC) Énergie de rupture
+80 70,5 J (52 pi-lbf)
+20 21,7 J (16 pi-lbf)
-5,0 2,7 J (2 pi-lbf)

Nota : Essai réalisé sur des échantillons du corps de la canalisation de dimensions réduites de 6,67 mm x 10 mm x 55 mm, conformément à la norme CSA Z245.1-02. Les échantillons provenaient d’une surface de la fracture au kilomètre 2,3 km parallèle au plan de la défaillance.

Annexe VI : Profil temps-température du pipeline de soufre

Cliquez ici pour voir une version plus grande du graphique.

Profil temps-température du pipeline de soufre

Nota : Graphique obtenu du SCA de Spectra

Annexe VII : Mesures du diamètre extérieur et de l’épaisseur de la paroi le long du pipeline de soufre

Source :
Fichier RTDs-Calipers-UT List for Sulfur Pipeline - Rev 1.xls fourni par Spectra [25]

[25] Nota : Le fichier fourni par Spectra renfermait la représentation graphique de la figure VII-1; la figure VII-2 a été réalisée par l’ONÉ à partir des données sur l’épaisseur de la paroi.

Figure VII-1 : Mesures du diamètre extérieur du pipeline de souffre

Cliquez ici pour voir une version plus grande du graphique.

Figure VII-1 : Mesures du diamètre extérieur du pipeline de souffre

Figure VII-2 : Mesures de l’épaisseur de la paroi du pipeline de souffre

Cliquez ici pour voir une version plus grande du graphique.

Figure VII-2 : Mesures de l’épaisseur de la paroi du pipeline de souffre

Annexe VIII : Sommaire des conclusions sur les causes etlesfacteurs

Sommaire des conclusions sur les causes etlesfacteurs
Conclusion 1. La panne totale d’alimentation à l’usine à gaz de Pine River est attribuable à la foudre qui a frappé à moins de 2 km de l’usine.
Conclusion 2.

La protection insuffisante contre les surtensions et l’absence d’une alimentation redondante ou d’urgence pour assurer le redémarrage à froid de l’usine ont contribué à la perte totale d’alimentation à l’usine à gaz de Pine River.

Conclusion 3.

La principale cause de solidification du soufre dans le pipeline a été une planification inadéquate en cas de perte totale et prolongée d’électricité.

Conclusion 4.

Parmi les facteurs ayant contribué à la solidification du soufre et à la formation de bouchons de soufre, on note ceux-ci :

a) incapacité de vidanger le pipeline;
b) incapacité de maintenir le pipeline en service après la perte d’alimentation du SCA;
c) incapacité d’utiliser le système de réchauffage de canalisation alimenté à l’électricité;
d) perte thermique plus marquée à l’endroit où se trouvent les supports du pipeline, les boîtes de tirage et les boîtes de jonction ainsi que d’autres discontinuités.

Conclusion 5.

Selon toute probabilité, la surpression au kilomètre 2,8 a été provoquée par une dilatation du soufre durant le changement de l’état solide à l’état liquide, entre des bouchons de soufre.

Conclusion 6.

La surpression au kilomètre 2,3 aurait pu être causée par la pression, une onde de raréfaction ou un choc hydraulique provoqué par la rupture au kilomètre 2,8, combiné aux effets de la dilatation associés à la refonte du soufre.

Conclusion 7.

La cause fondamentale de la surpression réside dans une mauvaise procédure de refonte.

Conclusion 8.

La cause immédiate de la rupture, que ce soit celle du coude au kilomètre 2,3 ou celle de la canalisation au kilomètre 2,8, provient d’une contrainte qui a excédé la résistance à la traction du matériau.

Conclusion 9.

Une fissure dans la partie réchauffée de la soudure fixant le tube de REP à la canalisation a contribué à la rupture au kilomètre 2,8.

Conclusion 10.

La défaillance des ancrages et des tirants d’assemblage est attribuable aux forces en déséquilibre associées à la rupture ou au choc hydraulique.

Annexe IX : Sommaire des décisions

Sommaire des décisions
Décision 1.

Spectra doit, dans les six (6) mois suivant la date de publication du présent rapport, présenter à l’Office un rapport sommaire évaluant toutes ses usines à gaz en exploitation existantes qui relèvent de l’ONÉ relativement aux points suivants :

a) la pertinence de protections contre les surtensions, en particulier en ce qui a trait à l’utilité ou non de reproduire dans ces usines les améliorations mises en œuvre à l’usine à gaz de Pine River;

b) la disponibilité d’une alimentation de secours devant permettre le redémarrage à froid des générateurs.

Décision 2.

Spectra doit, dans les six (6) mois suivant la date de publication du présent rapport, présenter à l’Office :

a) une proposition de plan d’action en vue de procéder à des évaluations périodiques de l’intégrité du réseau de pipelines de soufre fondé sur des principes d’ingénierie solides et les normes de l’industrie en la matière; devront être pris en considération les effets des opérations courantes et non courantes sur l’intégrité du réseau de pipelines de soufre, depuis la défaillance de 2006, dans les secteurs présentant actuellement ou étant susceptibles de présenter des risques pour l’intégrité.

b) une démarche permettant d’identifier les causes fondamentales des situations présentant des conditions non courantes et leurs effets sur l’intégrité du réseau, en l’arrimant sur ses programmes d’atténuation, de surveillance et de prévention.

Annexe X : Ordonnance SC-W102-01-2009

RELATIVEMENT À l’enquête portant sur un accident qu’a
connu Westcoast Energy Inc., exploitée sous la dénomination
sociale Spectra Energy Inc., le 9 juillet 2006 et conformément à
l’article 12 de la Loi sur l’Office national de l’énergie (la Loi),
sous le dossier OF-Surv-Inc-2006 47 01 de l’Office national de
l’énergie

DEVANT l’Office, le 25 juin 2009.

ATTENDU QUE, le 9 juillet 2006, le pipeline de soufre de l’usine à gaz de Pine River a subi des ruptures aux kilomètres 2,3 et 2,8;

ATTENDU QUE, après la prise des mesures correctives nécessaires par Spectra, le chef du Secteur des opérations de l’ONÉ a informé Spectra, dans une lettre datée du 26 avril 2007, que rien n’empêchait la remise en service du pipeline de soufre;

ATTENDU QUE l’Office a mené une enquête en vertu de l’article 12 de la Loi;

ATTENDU QUE les conclusions sur la cause et les facteurs de l’accident et les décisions visant la prévention d’accidents semblables à l’avenir ont été rendues publiques dans le rapport de l’Office intitulé « Enquête en vertu de la Loi sur l’Office national de l’énergie relativement aux ruptures, le 9 juillet 2006, du pipeline de soufre de l’usine à gaz de PineRiver, détenu et exploité par Westcoast Energy Inc., elle-même exploitée sous la dénomination sociale SpectraEnergyInc. » daté du 25 juin 2009;

IL EST ORDONNÉ QUE, conformément à l’article 12 et au paragraphe 48(1.1) de la Loi, expressément afin de prévenir des accidents futurs semblables, Spectra peut continuer à exploiter ls usines à gaz réglementées par l’ONÉ, sous réserve de la condition suivante :

1. Spectra doit, dans les six (6) mois suivant la présente ordonnance, présenter à l’Office un rapport sommaire évaluant toutes ses usines à gaz existantes qui relèvent de l’ONÉ relativement aux points suivants :

a) la pertinence des mécanismes de protection contre les surtensions, en particulier en ce qui a trait à l’utilité ou non de reproduire dans ces usines les améliorations mises en œuvre à l’usine à gaz de Pine River;

b) la disponibilité d’une alimentation de secours devant permettre le redémarrage à froid des générateurs.

IL EST EN OUTRE ORDONNÉ QUE, conformément à l’article 12 et au paragraphe 48(1.1) de la Loi, Spectra peut continuer à exploiter le pipeline de soufre, sous réserve de la condition suivante :

2. Spectra doit, dans les six (6) mois suivant la présente ordonnance, présenter à l’Office :

a) une proposition de plan d’action pour évaluer périodiquement l’intégrité du pipeline de soufre en se fondant sur des principes d’ingénierie solides et sur les normes de l’industrie en la matière; devront être pris en considération les effets des opérations courantes et non courantes sur l’intégrité du pipeline, depuis la défaillance de 2006, dans les secteurs présentant actuellement ou étant susceptibles de présenter des risques pour l’intégrité.

b) une démarche permettant d’identifier les causes fondamentales des situations présentant des conditions non courantes et leurs effets sur l’intégrité du réseau de pipelines de soufre, en l’arrimant à ses programmes d’atténuation, de surveillance et de prévention.

OFFICE NATIONAL DE L’ÉNERGIE

La secrétaire de l’Office,

Claudine Dutil-Berry

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