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Les origines des tests de pression hydrostatique remontent à l'industrie des na

Les origines des tests de pression hydrostatique remontent à l'industrie des navires avant 1900. L'industrie des gazoducs a adopté la pratique des tests de pression hydrostatique des décennies plus tard. Les essais de pression hydrostatique des pipelines de transmission à travers le pays, qui mesuraient plusieurs centaines de kilomètres de long, étaient une tâche beaucoup plus difficile. Avant 1955, les essais de pression hydrostatique, s'ils étaient effectués, étaient généralement effectués en utilisant la marchandise transportée comme fluide d'essai. Pour limiter la perte de produit en cas de panne, les pressions d'essai variaient entre 5 psig et 50 psig, soit 10 % de plus que la pression de fonctionnement du pipeline. L'un des premiers tests de pression documentés utilisant de l'eau a eu lieu sur les pipelines de produits "Big Inch" et "Little Big Inch", connus sous le nom de "Inch Lines". Les lignes ont été acquises le 1er mai 1947 et l'opérateur a commencé le processus de réhabilitation des pipelines de produits pour transporter le gaz naturel. 6 Au cours du processus de conversion, l'exploitant a connu de nombreuses pannes dues à des défauts de fabrication et à la corrosion des conduites. En 1950, les essais de pression hydrostatique des pipelines ont été réalisés bien au-dessus de la MAOP, parfois jusqu'à 100 % de la limite d'élasticité minimale spécifiée (SMYS) ou plus. À la suite de cette expérience, l'industrie du gaz naturel a réalisé des études scientifiques entre 1953 et 1968 pour mieux comprendre les avantages, les limites et le fonctionnement des tests de pression hydrostatique. Au fil du temps, les opérateurs ont commencé à adopter la pratique des tests de pression hydrostatique avec de l'eau à des niveaux de contrainte plus élevés que ce qui était auparavant habituel. En 1928, l'API a publié la norme 5L pour les tuyaux de canalisation, qui recommandait un test hydrostatique à un maximum de 60 % du SMYS pour les tuyaux à l'usine ("Mill Test"). En 1942, dans la quatrième édition de l'API 5L, on recommandait des essais hydrostatiques des tuyaux à un minimum de 60 % de SMYS et à un maximum de 80 % de SMYS. En 1948, la norme API 5LX a été introduite, où la désignation «X» désignait un tuyau de qualité plus solide, qui recommandait un test d'usine SMYS à 85%. L'API 5L a conservé la recommandation SMYS de 80 %. En 1956, des tests hydrostatiques en usine à 90% de SMYS ont été introduits. En 1983, API 5L et 5LX ont été combinés en API 5L.1 Le code ASA B31.1 (American Standards Association), antérieur à 1942, ne recommandait pas spécifiquement des essais pour établir les pressions de fonctionnement maximales après l'installation du tuyau. Il n'a pas non plus précisé la durée de l'épreuve de pression. Une nouvelle période d'essais de pression hydrostatique pour les pipelines de gaz naturel a vu le jour après 1955. Cette période a incorporé des avancées techniques majeures dans les essais de pression hydrostatique. L'American Standards Committee B31 a été réorganisé en ASME Code for Pressure Piping, selon des procédures développées par l'ASME et accréditées 1Kiefner, JF et Trench, CJ, "Oil Pipeline Features and Risk Factors: Illustrations from the Decade of Construction", American Petroleum Institute, décembre 2001 1 par l'ANSI. Le code ASME B31.8 comprenait des tests de pression de nouveaux pipelines fonctionnant à 30 % de SMYS ou plus pour établir la MAOP. Cependant, le code ne précisait pas la durée du test de pression. Quatre classes (classes 1, 2, 3 et 4) ont été définies en fonction de l'emplacement du pipeline et de la densité des unités d'habitation le long de celui-ci. MAOP a été établi en testant de nouveaux pipelines à une pression supérieure à la pression de fonctionnement maximale en fonction de l'emplacement de classe du pipeline. Dans un emplacement de classe 1, le tuyau installé a été testé à 1,1 fois la pression de fonctionnement maximale avec de l'eau, du gaz ou de l'air ; dans un emplacement de classe 2, le tuyau installé a été testé à 1,25 fois la pression de fonctionnement maximale avec de l'eau, du gaz ou de l'air ; et dans les emplacements de classe 3 et 4, le tuyau installé a été testé à 1,4 fois la pression de fonctionnement maximale avec de l'eau. Les exigences d'essai de pression des années 1950 à nos jours sont résumées dans le tableau 2 « Exigences d'essai de pression des pipelines de transport de gaz naturel terrestre des éditions Vintage ASA/ASME B31.8 ». 3.2 Risques associés aux essais de pipelines existants Ce document se concentre sur les risques propres aux essais de pression hydrostatique des pipelines existants. Fondamentalement, les tests de pression hydrostatique impliquent les mêmes risques de construction associés à l'installation de pipelines tels que le creusement de tranchées, l'étayage et le travail à proximité d'autres infrastructures. De plus, lors des tests de pipelines existants, les risques suivants doivent être pris en compte : 1.) Échecs de pipeline - Le risque associé aux échecs de test de pipeline peut être classé en enterré et exposé. • Canalisation enterrée – Une défaillance d'une canalisation enterrée peut entraîner la rupture de l'eau à la surface du sol ou du pavage. Une érosion ultérieure peut se produire dans les zones escarpées et/ou les sols meubles. Des contaminants du pipeline pourraient également être rejetés dans l'environnement, s'ils ne sont pas planifiés et atténués. • Pipeline exposé - En plus des risques associés à un pipeline enterré, une défaillance sur un pipeline exposé soumet les personnes et l'équipement à la libération initiale d'énergie. Le pipeline et l'équipement connexe peuvent bouger ou sauter à la suite du souffle d'eau s'ils ne sont pas prévus et atténués. 2.) Sécurité publique - Les tests de résistance dans les zones peuplées exposent le public aux mécanismes de défaillance mentionnés ci-dessus. Des normes de patrouille doivent être prises en compte pour le pipeline pendant le test, et des zones de sécurité doivent être établies pour empêcher l'accès du public à une distance définie de la tuyauterie enterrée et exposée. (Les pressions de test, le pourcentage de SMYS et les supports de test doivent être pris en compte lors de l'élaboration des politiques). L'utilisation de barricades, de barrières et de tapis anti-souffle comme mesures d'atténuation devrait être explorée lorsque les zones de sécurité ne peuvent pas être appliquées. 2 3.) Sécurité des travailleurs - La directive de consensus sur la sécurité dans la construction de l'INGAA, « Directives de sécurité pour les tests de pression (hydrostatique/pneumatique) », est une bonne source pour identifier et atténuer ces risques ; une copie du document est incluse à l'annexe C. En particulier, lors d'essais hydrostatiques de pipelines existants, l'accès à la tuyauterie exposée et sous pression et à l'équipement d'essai doit être limité aux seuls employés nécessaires à l'exécution des travaux. Les programmes de formation devraient être revus et révisés en conséquence. Les pratiques de sécurité doivent inclure la conception et l'examen des collecteurs d'essai, des pièges à porcs, des collecteurs temporaires, etc. Une attention particulière doit être accordée à la sécurité des travailleurs et du public pendant les étapes de dépressurisation et d'assèchement, en raison de la nature temporaire de l'équipement et de la possibilité d'installations non sécurisées. la tuyauterie saute pendant la décharge. La formation, les qualifications et les exigences et politiques de sécurité de conception doivent être étendues aux entrepreneurs effectuant les travaux. 3.3 Planification du test Une fois l'objectif et la portée déterminés, l'exploitant doit tenir compte des aspects physiques de la conduite (attributs de la conduite) et planifier la logistique nécessaire pour effectuer le test. De même, les attributs environnementaux tels que l'emplacement, la proximité des sources d'eau, les changements d'élévation, les impacts sur les clients, la durée de l'arrêt, la prévention des déversements et la sécurité doivent être pris en compte et planifiés dans la conception et l'exécution du test. Par conséquent, se préparer à tester un pipeline de 1960 propre, dans un champ agricole, peut nécessiter une approche très différente de celle d'un pipeline de 1940 contaminé dans une zone urbaine ou écologiquement sensible. 3.3.1 Historique de la corrosion et des dommages L'historique des fuites et/ou dommages liés à la corrosion doit être évalué et pris en compte lors de la phase de planification. L'examen des dossiers de maintenance et des données ILI (si disponibles) et la discussion avec le personnel d'exploitation doivent être menés et pris en compte dans l'élaboration du plan. Si l'historique des fuites/dommages est important, il doit être traité par des mesures préventives, telles que la réalisation d'analyses ILI, pour localiser et réparer les anomalies avant le test, ou l'augmentation des mesures d'intervention en cas de déversement employées pour réagir à la probabilité plus élevée d'une défaillance. L'historique des fuites liées aux dommages causés par des tiers doit également être soigneusement évalué, en particulier lorsqu'un pipeline traverse des zones agricoles actives ou des zones urbaines dans lesquelles le pipeline occupe des emprises ou des zones de franchise avec d'autres services publics souterrains. Là encore, les données disponibles uploads/Ingenierie_Lourd/ hydro.pdf