Projet de Guide Technique de Mise en Conformité Réglementaire [PDF]

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Version Mai-2021

Projet de Guide Technique de Mise en Conformité Réglementaire des installations et équipements d’hydrocarbures Direction Centrale Santé, Sécurité & Environnement

1 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

Sommaire PREAMBULE.............................................................................................................................. 3 1. INTEGRITE DES INSTALLATIONS ET DES EQUIPEMENTS............................................5 1.1. Equipements et installations.............................................................................................6 1.1.1. Equipements sous pression :.........................................................................................6 1.1.2. Chaudières et Fours :....................................................................................................6 1.1.3. Echangeurs :................................................................................................................. 6 1.1.4. Bacs et Sphères de Stockage :.....................................................................................6 1.1.5. Equipements et appareils électriques (APE) :...............................................................7 1.1.6. Appareils de levage (APL) :...........................................................................................7 1.1.7. Réseau de transport des hydrocarbures et ouvrages concentrés :................................7 1.2. Equipements et installations des Puits..............................................................................9 1.3. Les autres équipements contribuant à la préservation des installations et équipements : 10 1.3.1. Les organes de protection contre la surpression et organes de sécurité incluant les instruments de mesure (manomètres, thermomètres, soupapes, disques de rupture, etc,) :.....10 1.3.2. Systèmes de protection contre la corrosion :...............................................................10 1.3.3. Les systèmes et moyens mobiles et fixes de lutte contre l’incendie :..........................10 1.3.4. Les systèmes d’arrêt d’urgence (Emergency Shut Down (ESD)) ;...............................10 1.3.5. Les systèmes de contrôle (Interlocks, alarmes, etc.) ;.................................................10 1.4. Approche de réalisation de la partie intégrité des installations et des équipements........10 1.5. Exigences relatives à la réalisation de la partie « intégrité des installations et équipements »........................................................................................................................... 12 2. PREVENTION DES RISQUES INDUSTRIELS..................................................................15 2.1. Etude de dangers (EDD) et études de risques :..............................................................15 2.2. Le système de gestion de la sécurité (SGS) :.................................................................17 2.3. Le plan interne d’intervention (PII) :................................................................................18 2.4. Les éléments et équipements importants pour la sécurité (EIPS) :.................................19 2.5. Les boucles instrumentées de sécurité SIF, SIS et SIL :.................................................20 2.6. Le système de détection feu & gaz (FGS) :.....................................................................21 2.7. Atmosphères explosives (ATEX).....................................................................................21 3. PROTECTION DE L'ENVIRONNEMENT DANS LE CADRE DU DEVELOPPEMENT DURABLE................................................................................................................................. 23 3.1. Etude d’impact sur l’environnement (EIE) ou l’audit environnemental (AIE)....................23 3.2. Le plan de gestion de l’environnement (PGE) :...............................................................26 3.3. Les éléments et équipements importants pour l’Environnement (EIPE) :........................27 4. Grille d’évaluation des risques et niveaux de criticité..........................................................28

2 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

PREAMBULE En application des dispositions réglementaires en vigueur, les établissements et les installations classés doivent procéder à la réalisation des diagnostics de conformité réglementaire conformément aux dispositions du décret exécutif n°.. 2021, et aux autres dispositions législatives et réglementaires en vigueur. Le but essentiel de la mise en conformité est d'intégrer les évolutions de la règlementation et des normes et standards dans le domaine de la sécurité industrielle, de la prévention des risques industriels et de la protection de l'environnement dans le cadre du développement durable. Le programme de mise en conformité vise également, d'assurer une fiabilité dans l'ensemble des installations et ouvrages, en raison de leurs vieillissement et conditions d'exploitation et de maintenance, par rapport à des risques sur la santé, la sécurité des personnes et sur l'environnement. Les installations et les équipements soumis aux dispositions du décret suscité doivent faire l'objet d'un programme de mise en conformité aux textes législatifs et réglementaires en vigueur ainsi qu’aux normes et standards internationales, en matière : -

D’intégrité des installations et des équipements ;

-

De prévention des risques industriels ;

-

De protection de l'environnement dans le cadre du développement durable.

Le présent guide technique définit la démarche selon laquelle l’exploitant concerné par le programme de mise en conformité doit réaliser le diagnostic réglementaire de ses installations et équipements soumis au décret exécutif n° ….du ……. 2021, définissant les conditions de mise en conformité des installations et ouvrages réalisés avant le 19 juillet 2005. Il est conçu pour orienter et aider les sites concernés à accomplir leurs programmes de mise en conformité réglementaire. Le programme de mise en conformité réglementaire, couvrant la réalisation du diagnostic et des plans d’actions y afférent, doit être réalisé dans un délai n’excédant pas sept (07) années à partir de la date de publication du présent décret. La hiérarchisation et la priorisation des actions à entreprendre doivent être établies en fonction des niveaux de criticité associés à la non-exécution de ces actions. La grille de criticité (fig 01) pourra-t-être utiliser pour planifier les actions de mise en conformité avec échéancier de réalisation. Pour remédier à toute situation critique identifiée lors du diagnostic, l'exploitant doit engager, sans délais, les actions nécessaires. Le rapport de diagnostic et le plan d’actions y afférent sont évalués par l’ARH et le programme de mise en conformité réglementaire ne pourra en aucun cas être entrepris sans la validation de l’ARH. L’exploitant doit transmettre à l’ARH un calendrier prévisionnel de réalisation du programme de mise en conformité dans un délai n’excédant pas six (6) mois à partir de la date de la promulgation du décret avec un état d’avancement semestriel. L’ARH réalise des contrôles sur site dont les conclusions sont notifiées à l’exploitant. Les dispositions du décret exécutif n° 14-349 du 8 décembre 2014 sont abrogées et les travaux déjà entrepris dans ce cadre demeurent valides. 3 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

1.

INTEGRITE DES INSTALLATIONS ET DES EQUIPEMENTS 

4 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

1. INTEGRITE DES INSTALLATIONS ET DES EQUIPEMENTS  Cette partie comporte cinq (05) points : - Evaluation des systèmes existants de gestion de l’intégrité des installations ; - Identification des modes de dégradation des installations et équipements ; - Etablissement de l’état actuel des installations et des équipements ; - Evaluation des écarts par rapport à la réglementation, aux normes et standards et les meilleures pratiques internationales ; - Evaluation des niveaux de risques impactant l’intégrité des installations et équipements ; L’étendue de la gestion de l’intégrité couvre principalement les équipements et installations critiques et/ou stratégiques contenant et/ou véhiculant les substances et matières dangereuses qu’ils soient soumis ou non à la règlementation, du fait de leur criticité dont la défaillance constitue un risque potentiel pour les installations et équipements du site concerné tant à l’intérieur qu’à l’extérieur. Il s’agit de : -

Les équipements sous pression ;

-

Les chaudières et fours ;

-

Les échangeurs de chaleur ;

-

Les bacs et sphères de stockage ;

-

Les systèmes de tuyauteries sous pression et leurs accessoires (Piping) ;

-

Les équipements et appareils électriques (APE) ;

-

Les appareils de levage (APL) ;

-

Le réseau de transport des hydrocarbures et ouvrages concentrés ;

-

Les équipements et installations des Puits.

La gestion de l’intégrité concerne également les équipements qui contribuent à préserver l’intégrité mécanique des équipements cités ci-dessus ou qui peuvent l’affecter au cas où leur propre intégrité est compromise. Il s’agit de : -

Les organes de protection contre la surpression et organes de sécurité ;

-

Les systèmes de lutte contre l’incendie ;

-

Les systèmes d’arrêt d’urgence (Emergency Shut Down (ESD)) ;

-

Les systèmes de contrôle (Interlocks, alarmes, etc.) ;

Pour les besoins de ce guideline, il reste entendu qu’un : Equipement : Tout appareil statique, machine électrique, machine tournante, instrumentation, appareil de levage, dispositif de sécurité et tuyauterie, identifiable physiquement destiné à l’exploitation ou soumis à la réglementation Algérienne. Equipement critique : Tout équipement sous pression, machine, tuyauterie, alarme, verrouillage et dispositif de contrôle désigné par l’Exploitant, dont il est essentiel de prévenir la détérioration et de préserver l’intégrité, afin d’éviter la survenance d'un incident catastrophique. Equipement stratégique : Equipement dont le risque actuel, lié à la sécurité, à l’environnement, à la production et aux coûts et pertes financières, est évalué comme 5 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

non acceptable ou non maitrisable. Les équipements stratégiques incluent les équipements critiques. 1.1. Equipements et installations Les équipements et appareils à inspecter et/ou à expertiser, visés par le programme de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….., se divisent en catégories suivantes : 1.1.1. Equipements sous pression : -

Les Colonnes ;

-

Les Séparateurs ;

-

Les Ballons ;

-

Les Dessaleurs ;

-

Les Cigares ;

-

Les Déshydrateurs ;

-

Les Filtres ;

-

Les Tuyauteries et lignes de process.

1.1.2. Chaudières et Fours : -

Les Chaudières mobiles ;

-

Les Chaudières fixes ;

-

Les Fours ;

1.1.3. Echangeurs : -

Les Echangeurs de chaleur ;

-

Les Condenseurs ;

-

Les Rebouilleurs ;

-

Les Aérorefrigerants ;

1.1.4. Bacs et Sphères de Stockage : -

Bacs de stockage de pétrole brut et produits pétroliers (à toit fixe et flottant);

-

Réservoirs à double parois (cryogéniques) ;

-

Ballons de stockage ;

-

Réservoirs de procédés (air, CO2, Azote, etc.) ;

-

Sphères de stockage GPL, Propane et Butane,

1.1.5. Equipements et appareils électriques (APE) : -

Les Transformateurs électriques ;

-

Les Transformateurs redresseurs ;

-

Les Disjoncteurs ;

-

Les Contacteurs ;

-

Les Moteurs électriques ; 6

Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

-

Les organes de sécurité ;

-

Les câbles électriques MT et HT et têtes de câbles ;

1.1.6. Appareils de levage (APL) : -

Les Ponts roulants ;

-

Les Potences ;

-

Les Ascenseurs ;

-

Les Accessoires de levage y afférents.

1.1.7. Réseau de transport des hydrocarbures et ouvrages concentrés : -

Les Canalisations de transport des Hydrocarbures et produits pétroliers ;

-

Les Gare racleurs (terminaux départs et arrivées, postes de coupure et stations de compression et de pompage) ;

-

Les Bacs tampon et bacs de détente ;

-

Les Séparateurs ;

-

Les Tuyauteries et composantes (brides, raccords, coudes, Tie-in et vannes) ;

-

Les systèmes de tuyauteries sous pression et leurs accessoires (vannes, clapets et accessoires des postes de sectionnement) ;

-

Les pompes et compresseurs.

Les références réglementaires et normatives relatives aux Appareils à pression, bacs de stockages et autres équipements  Loi n°88-07 du 26 janvier 1988 relative à l’hygiène, à la sécurité et à la médecine du travail ;  Décret exécutif n°03-451 du 1er décembre 2003, modifié et complété, définissant les règles de sécurité applicables aux activités portant sur les matières et produits chimiques dangereux ainsi que les récipients de gaz sous pression ;  Décret exécutif n°91-05 du 19 janvier 1991 relatif aux prescriptions générales de protection applicables en matière d’hygiène et de sécurité en milieu de travail ;  Décret exécutif n°01-342 relatif aux prescriptions particulières de protection et de sécurité des travailleurs contre les risques électriques au sein des organismes employeurs ;  Décret exécutif n°10-19 modifiant et complétant le décret exécutif n°03-451 définissant les règles de sécurité applicables aux activités portant sur les matières et produits chimiques dangereux ainsi qu'aux récipients de gaz sous pression ;  Décret exécutif n°97-435 du 17 novembre 1997 portant réglementation du stockage et de la distribution des produits pétroliers ;  Décret Exécutif n°90-245, portant réglementation des appareils à pression de gaz  Décret Exécutif n°90-246, portant réglementation des appareils à pression de vapeur. 7 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

 Décret exécutif n°14-94, fixant les procédures d'obtention des autorisations requises pour la construction des ouvrages de transport par canalisation des produits pétroliers et de leur exploitation ;  Décret exécutif n°15-76, fixant les procédures de contrôle et de suivi de la construction et des opérations, applicables aux activités de transport par canalisation des hydrocarbures;  Décret exécutif n°07-297, fixant les procédures d’’obtention des autorisations de construction des ouvrages de transport par canalisation et des opérations de transport par canalisation des hydrocarbures ;  Décret exécutif n°14-137, fixant les procédures d’obtention des autorisations requises pour la construction des ouvrages de raffinage, de transformation des hydrocarbures et de leur exploitation ;  Décret n°88-35 du 16 février 1988 définissant la nature des canalisations et ouvrages annexes relatifs à la production et au transport d’hydrocarbures ainsi que les procédures applicables à leur réalisation ;  Arrêté interministériel du 12 décembre 1992 portant réglementation de sécurité pour les canalisations de transport d’hydrocarbures liquides, liquéfiés sous pression et gazeux et ouvrages annexes, notamment : -

Les règles de sécurité pour les canalisations de transport de gaz combustibles ;

-

Les règles de sécurité pour les canalisations de transport d’hydrocarbures liquéfies sous pression ;

-

Les règles de sécurité pour les canalisations de transport d’hydrocarbures liquides.

 RBI - API 580 et API 581 ;  FFS - API 579-1/ASME FFS-1-ASME ;  API 576 - Inspection et tarage des soupapes de sécurité ;  API 510 - Inspection et contrôle des équipements sous pression ;  API RP 572 (détail API510) - Inspection et contrôle des équipements sous pression ;  API 653 - Inspection et contrôle des bacs de stockage ;  API 570 - Inspection et contrôle des tuyauteries sous pression ;  API RP 574 - Inspection et contrôle des systèmes des tuyauteries sous pression ;  API RP 571 - Mécanismes de dommages des équipements sous pression ; Protection contre la corrosion  ISO-15589-1_Protection cathodique des systèmes de transport par conduites, installation et contrôle des systèmes de la protection cathodique ;  RP Nace 01-75_Contrôle de la corrosion interne des pipelines en acier et des systèmes de tuyauterie ; 8 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

 RP API/581_Méthodologie de la RBI relative à l’identification des mécanismes de dégradation des canalisations d’usine et des équipements et l’intégrité des installations et des équipements ;  RP API 574_Pratiques d'inspection pour les composants du système de tuyauterie, incluant les canalisations d’usines calorifugées ou non ;  NF C17-102_protection des structures et des zones ouvertes contre la foudre par paratonnerre à dispositif d'amorçage ; 1.2. Equipements et installations des Puits Les puits visés par le programme de mise en conformité réglementaire selon le décret suscité sont : -

Les Puits producteur d’huile et de gaz ;

-

Les Puits producteur a gaz lift ;

-

Les Puits injecteur de gaz ;

-

Les Puits producteur d’eau ;

-

Les Puits injecteur d’eau ;

-

Les Puits fermés et abandonnés.

Les équipements des puits visés par le programme de mise en conformité des installations sont : -

Les Equipement de complétion ;

-

Les Tubages & Liner et cimentation ;

-

L’Equipement de l’arbre de noël ;

-

L’Equipement de la tête de puits.

Les références normatives de l’activité puits :  API RP 90-II_Gestion des pressions des annulaires des puits en On-shore ;  ISO16530/part-1 Gouvernance du cycle vie de l’intégrité des puits ;  ISO 16530/part-2_gestion de l’intégrité des puits durant la phase opérationnelle ;  NORSK-10_intégrité du puits durant le forage et les opérations au puits ;  API RP/14b Systèmes de vanne de sécurité de fond-Conception, installation, opération et réparation ;  NORSK Z-03_Analyse des risques et de la préparation aux situations d'urgence ;  API RP-51_Protection de l'environnement pour les activités de production pétrolière et gazière on-shore ;  ISO 16070: Down-hole equipment -Lock mandrels and landing nipples.

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1.3. Les autres équipements contribuant à la préservation des installations et équipements : 1.3.1. Les organes de protection contre la surpression et organes de sécurité incluant les instruments de mesure (manomètres, thermomètres, soupapes, disques de rupture, etc,) : 1.3.2. Systèmes de protection contre la corrosion : -

Les postes de protections cathodiques ;

-

Les puits anodiques ;

-

Les points d’injection et pompes doseuses des inhibiteurs de corrosion ;

-

Les composants du système (revêtements, prises de transformateurs, mises à la terre, joints isolants et éclateurs) ;

potentiel,

1.3.3. Les systèmes et moyens mobiles et fixes de lutte contre l’incendie : -

Le plan général du réseau d’eau anti-incendie contenant les poteaux antiincendie et les vannes de sectionnement ;

-

Les équipements (fixes et mobiles) de lutte contre l’incendie ;

-

Les tests de performance annuels pour les pompes anti incendie ;

-

Les systèmes de détection feu et gaz ;

-

Les exercices de simulation anti-incendie et simulations des scenarios ;

-

Les systèmes de détection et extinction des réservoirs de stockage d’hydrocarbures ;

-

Les systèmes automatiques de refroidissement et de déluge des sphères, cigares, bacs de stockage et transformateurs électriques de puissance ;

-

La formation en matière de lutte contre l’incendie.

1.3.4. Les systèmes d’arrêt d’urgence (Emergency Shut Down (ESD)) ; 1.3.5. Les systèmes de contrôle (Interlocks, alarmes, etc.) ; 1.4. Approche de réalisation de la partie intégrité des installations et des équipements  Le personnel interne ou externe de l’exploitant et/ou l’organisme engagé pour la réalisation d’un diagnostic détaillé des installations et équipements doit être spécialisé dans le domaine et doit se baser sur la réglementation technique en vigueur et les Standards techniques (normes, standards et meilleures pratiques internationales), jugés appropriés et essentiels. Les installations et équipements concernés doivent faire l’objet d’un programme de mise en conformité, à l’effet de : -

Evaluer les systèmes en place de gestion de l’intégrité des installations ;

-

Etablir l’état actuel des installations et des équipements ;

-

Evaluer les écarts par rapport aux référentiels applicables ;

-

Identifier les types et les niveaux des risques inhérents aux installations, pouvant mettre en danger le personnel, l’environnement et les infrastructures de production; 10 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

-

Définir les actions à même d’apporter les correctifs nécessaires, réduire les écarts relevés et mitiger les facteurs de risque.

La réalisation du diagnostic réglementaire est entreprise comme suit : -

Collecte et revue critique des informations disponibles : o Fond documentaire dossiers techniques visites et des tests, équipements, les documents ;

relatif aux équipements et installations, incluant les des équipements et ouvrages, les procès-verbaux des les dossiers de réparation, les registres d’entretien des données relevées, rapports d’incidents et autres

o Les systèmes et mesures de protection des équipements et installations contre tout risque majeur sur le personnel, l’environnement et le matériel ; o La structure en charge de l’intégrité des installations et les plans de gestion de l’intégrité, incluant les plans d’inspection des installations ; o Les procédures et les méthodes de travail o Identification des risques par une analyse fonctionnelle des procédés à l’effet d’identifier les agents susceptibles d’être à l’origine de défaillances (cause– mode – effet) ; o Examen des installations par famille d’équipements et d’ouvrages, qui y sont intégrés. -

Evaluation quantitative des risques issus de l’état actuel des équipements et des installations, sur le personnel, l’environnement et les biens ;

-

Classification des risques selon leur probabilité de survenance et leur conséquence, à travers une matrice ;

-

Priorisation des actions visant à réduire les écarts constatés de conformité avec la règlementation et les standards techniques ;

-

Etablissement d’un échéancier de mise en œuvre des actions de mise en conformité des installations et équipements ;

-

Transmission à l’ARH, pour évaluation, du rapport détaillé de diagnostic réglementaire accompagné d’un planning de mise en œuvre avec les délais.

S’agissant des équipements et installations des Puits, le diagnostic réglementaire doit prendre en charge les points suivants : -

L’évaluation de l’état des barrières en surface et en subsurface (notamment les équipements de complétions, la tête de puits, l’arbre de noël, tubage et ciment… ext…) ;

-

La classification et la catégorisation des puits suivant la défaillance des barrières ;

-

L’évaluation des écarts par rapport à la règlementation national, norme et standard concernant le système de gestion de l’intégrité des puits notamment ;

-

La priorisation des actions suivant la classification et la catégorisation des puits.

11 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

1.5. Exigences relatives à la réalisation de la partie « intégrité des installations et équipements » Le personnel engagé pour la réalisation d’un diagnostic détaillé des installations et équipements doit, également, disposer de qualifications et des certifications, au besoin, au niveau requis dans leur domaine d’intervention, en particulier : -

La Certification API 510 : Pressure Vessel Inspection Code : Maintenance Inspection, Rating, Repair, and Alteration ;

-

La Certification API 572 : Recommended Practice (RP) : Pressure Vessel Inspection ;

-

La Certification API 571 : Corrosion and materials ;

-

La Certification API RP 576 : Inspection of Pressure-Relieving Devices ;

-

La Certification API 581 RBI : (Risk Based Inspection) ;

-

La Certification API 572 : Recommended Practice RP Pressure Vessel Inspection ;

-

La Certification ASME VIII : Rules For Construction of Pressure Vessels ;

-

La Certification ASME V : Contrôle non destructif (CND) ;

-

La Certification API 570 : Piping Inspection Code: In-Servic e Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping Systems ;

-

La Certification API 653 : Inspection, reparation, alterations et reconstruction of tank ;

-

La Certification API 579 : Fitness For Service ;

-

NFC 13-200 : Installation électrique à haute tension ;

-

NFC 15-100 : Installations électriques basse tension ;

-

NFC 52-100 : Transformateurs de puissance ;

-

API 573 : Inspection of Fired boilers and Heaters ;

-

API RP 574 : Inspection Practices for Piping System Components ;

-

API RP 575 : Guidelines and Methods for Inspection of Existing Atmospheric and Low-pressure Storage Tanks ;

-

NF EN 14127 : Mesurage de l’epaisseur par Ultrason ;

-

ASME PCC-2 : Repair of Pressure Equipment and Piping ;

-

ASME PCC-3 : Inspection Planning Using Risk-Based Methods ;

Il doit également : -

Avoir une expérience professionnelle d'au moins cinq années dans le domaine de l'inspection des équipements dans le domaine ;

-

Etre qualifier et habiliter, notamment, les APG/V et APE. Les agréments doivent être délivrés, par les services habilités, conformément aux exigences réglementaires et procédures en vigueur.

-

Les agréments doivent être en cours de validité durant toute la phase de réalisation des diagnostics réglementaires, les agréments non valides seront rejetés pour ce seul et unique motif ; 12 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

-

Le site et/ou l’Activité doit fournir les listes du personnel à mobiliser dans le cadre des diagnostics réglementaires, en spécifiant leurs qualifications et leurs expériences dans le domaine ;

-

Avoir une maitrise parfaite des codes et règlements relatifs aux appareils sous pression ;

-

Avoir une connaissance en soudage pour la fabrication des appareils sous pression ;

-

Avoir une connaissance en Métallurgie du soudage, Duplex, aciers faiblement allies ;

Le personnel en charge du traitement des Equipements à Pression de Gaz et de Vapeur (APG/V) doit avoir les conditions suivantes : -

Etre au minimum Ingénieur en génie mécanique ou en métallurgie ;

-

Etre certifié Niveau II en contrôle non destructif (CND) ;

-

Avoir l’aptitude à reconnaitre les modes de dégradation pouvant entrainer l'endommagement de l'appareil et/ou l’équipement ;

-

Connaitre et maitrise les normes, les standards et les bonnes pratiques dans le domaine du contrôle et de la réparation ;

Le personnel en charge du traitement des Appareils Electriques (APE) doit avoir les conditions suivantes : -

Etre un Ingénieur en Electricité ou en électrotechnique ;

-

Avoir l'habilitation électrique en cours de validité ;

13 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

2.

PREVENTION DES RISQUES INDUSTRIELS

2. PREVENTION DES RISQUES INDUSTRIELS Cette partie comporte quatre (04) points : 14 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

1. L’existence d’une étude de dangers approuvée conformément à la réglementation en vigueur et la mise en œuvre des recommandations qui en résultent ; 2. La mise en œuvre, in situ, du système de gestion de la sécurité ; 3. L’existence d’un du plan interne d’intervention approuvé conformément à la réglementation en vigueur ainsi que sa mise en œuvre ; 4. L’existence des éléments et équipements importants pour la sécurité (EIPS) et de leur gestion ; 2.1. Etude de dangers (EDD) et études de risques : Les établissements classés pour la protection de l’environnement soumis aux dispositions de la réglementation en vigueur ainsi que les ouvrages et installations permettant l’exercice des activités suivantes : -

De recherche ;

-

D’exploitation, de transport par canalisation, de stockage, de raffinage et de transformation des hydrocarbures ;

-

De stockage et de distribution des produits pétroliers.

Sont soumis, conformément aux dispositions de la réglementation en vigueur, à une étude de dangers (EDD) ou études de risques permettant d’identifier les scénarios d’accidents majeurs au niveau de ces installations et ouvrages. L’étude de dangers doit être réaliser par des bureaux d’études et experts agréés. La pré-qualification des bureaux spécialisés, habilités à réaliser des études de dangers et toutes autres études de risques dans le domaine des hydrocarbures, est à la charge de l’autorité de régulation des hydrocarbures (ARH) conformément aux dispositions réglementaires en vigueur. L’étude de dangers doit être actualiser au moins tous les cinq (5) ans. Cette actualisation de l’étude doit également intervenir dans les cas suivants : -

A la suite d’un accident majeur dans son établissement ;

-

A son initiative ;

-

A la suite d’un contrôle de l’autorité de régulation des hydrocarbures relevant des insuffisances ;

-

Lorsque des faits nouveaux le justifient ou pour tenir compte de nouvelles connaissances techniques relatives à la sécurité.

L’étude de dangers (EDD) ainsi que les études de risques relatives aux activités de recherche sont approuvées, après consultation des départements ministériels et des wilayas concernées, par l’autorité de régulation des hydrocarbures (ARH), selon les modalités et procédures déterminées. L’étude de dangers doit être soumise par l’exploitant à l’approbation de l’autorité de régulation des hydrocarbures (ARH) conformément aux procédures prévues par les dispositions de la réglementation en vigueur. Donc, la personne effectuant le diagnostic doit s’assurer que : -

Une étude de danger (EDD) est disponible pour l’établissement concerné ;

15 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

-

L’étude de dangers est réalisée, par un bureaux d’études agréés et habiliter conjointement par les Ministres chargés des Hydrocarbures et de l’Environnement

-

L’étude de dangers est réalisée conformément aux dispositions du Décret exécutif n°15-09 du 14 janvier 2015 fixant les modalités d’approbation des études de dangers spécifiques au secteur des hydrocarbures et leur contenu ;

-

L’étude de dangers (EDD) est approuvée par l’autorité de régulation des hydrocarbures (ARH) ;

-

Toutes les recommandations issues de l’étude de dangers (EDD) sont mises en œuvre par l’exploitant et leur suivi est assuré à travers les plans d’actions y afférents ;

-

Tous les scénarios identifiés de l’étude de dangers (EDD) sont pris en charge à travers le plan interne d’intervention (PII) ;

-

Le personnel sur site est conscient des risques majeurs auxquels est exposé.

Il doit également, vérifier si les conditions d’actualisation de l’étude de danger (EDD) sont réunies, en particulier : -

A la suite d’un accident majeur dans l’établissement concerné ;

-

A la suite d’une modification du périmètre d’activité, de la dimension de l’installations de la capacité de traitement et/ou de production ou des procédés technologiques prévus ;

-

Après au moins tous les cinq (5) ans.

Les références réglementaires relatives aux EDD :  Décret exécutif n°07-144 du 19 mai 2007 fixant la nomenclature des installations classées pour la protection de l’environnement ;  Décret exécutif n°06-198 du 31 mai 2006 définissant la réglementation applicable aux établissements classés pour la protection de l’environnement ;  Décret exécutif n°15-09, fixant les modalités d’approbation des études de dangers spécifiques au secteur des hydrocarbures et leur contenu ;  Arrêté interministériel du 14 septembre 2014, fixant les modalités d'examen et d'approbation des études de danger ;

Le processus d’approbation de l’étude de danger est le suivant :

16 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

2.2. Le système de gestion de la sécurité (SGS) : Le système de gestion de la sécurité (SGS) est une partie intégrante de l’étude de dangers (EDD), tel qu’exigé par le Décret Exécutif n°15-09 précité et c’est une exigence de l’ARH à travers l’instruction n°01 référencée n°069/ARH/HSE/11 du 26 janvier 2011, relative au Système de Gestion de la Sécurité (SGS) obligatoire au niveau des sites opérationnels. Il est également, un outil permettant la gestion de la sécurité au sein de l’établissement concerné. L’objectif principal étant de contrôler les risques de façon réactive et proactive et de les maintenir à des niveaux acceptables. En effet, la personne effectuant le diagnostic doit s’assurer que : -

Le Système de Gestion de la Sécurité (SGS) découlant de l’étude de dangers est disponible au niveau de l’établissement concerné conformément au Décret Exécutif n° 15-09 suscité ;

-

Le Système de Gestion de la Sécurité (SGS) est implémenté sur site et contient tous les éléments requis, notamment : o Organisation et formation ; o Identification et évaluation des risques ; o Contrôle des opérations et de l’exploitation ; 17 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

o Gestion de la sous-traitance ; o Gestion des modifications ; o Gestion des situations d’urgence ; o Surveillance des performances ; o Contrôle et réexamen ; 2.3. Le plan interne d’intervention (PII) : Le plan interne d’intervention (PII) est un outil de gestion et de planification des secours et de l’intervention, visant à protéger les travailleurs, la population, les biens et l’environnement. Il définit également, l’ensemble des mesures de prévention des risques, les moyens mobilisés et les procédures à mettre en œuvre lors du déclenchement d’un sinistre. Donc, la personne effectuant le diagnostic doit s’assurer que : -

Un plan interne d’intervention (PII) est disponible pour l’établissement concerné ;

-

Le plan interne d’intervention (PII) est établi, par un bureaux d’études agréés et spécialisés en matière d’évaluation de risques et de prévention sur la base d’une étude de dangers ;

-

Le plan interne d’intervention (PII) est établi conformément au Décret exécutif n° 09-335 du 20 octobre 2009 fixant les modalités d’élaboration et de mise en œuvre des plans internes d’intervention par les exploitants des installations industrielles et à l’arrêté interministériel du 25 octobre 2010 fixant le canevas relatif à l’élaboration du plan interne d’intervention ;

-

Le plan interne d’intervention (PII) est établi conformément au canevas fixé par l’arrêté précité ;

-

Le plan interne d’intervention (PII) est approuvé et valider par la Direction de l’Energie et des Mines de la Wilaya territorialement compétente ;

-

La fiabilité du plan interne d’intervention (PII) est vérifiée à travers des exercices de simulation (au moins deux (2) fois par an) que l’exploitant doit réaliser en association des services de la protection civile ;

-

Le plan interne d’intervention (PII) est concrètement implémenté sur site.

Il doit également, vérifier si les conditions de passer en revu et d’actualiser plan interne d’intervention (PII) sont réunies, en particulier : -

Au moins tous les cinq (5) ans ;

-

A la suite de modification de l’installation, d’une aire de stockage, d’un procédé ou de la nature et des quantités de matières et/ou de substances dangereuses pouvant avoir des répercussions importantes sur le plan des dangers.

Les références réglementaires relatives aux PII : -

Loi n°04-20 du 25 décembre 2004 relative à la prévention des risques majeurs et à la gestion des catastrophes dans le cadre du développement durable ; 18 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

-

Décret exécutif n°09-335, fixant les modalités d’élaboration et de mise en œuvre des plans internes d’intervention par les exploitants des installations industrielles ;

-

Arrêté interministériel du 25 octobre 2010, fixant le canevas relatif à l'élaboration du plan interne d'intervention (PII) ;

2.4. Les éléments et équipements importants pour la sécurité (EIPS) : Les éléments importants pour la sécurité (EIPS), en prévention comme en protection/intervention, doivent être issues des études réglementaires et/ou d’une identification et évaluation des risques. Ces éléments « EIPS » sont soumis à une gestion particulière afin de s’assurer de leur fonctionnalité, disponibilité, fiabilité et interaction et indépendance et visent souvent à contrôler les dérives dangereuses d’un ou plusieurs paramètres physiques ou chimiques (niveau, pression, température, conductivité, résistance, pH, concentration…). Donc, la personne effectuant le diagnostic doit s’assurer que : -

L’exploitant dispose d’une approche d’identification de ces éléments « EIPS », les critères de leur performance et un système de maintenance requise pour ces éléments « EIPS » incluant les tests et contrôle périodiques ;

-

Ces éléments « EIPS » sont identifiés et inventorier par le site concerné ;

-

Ces éléments « EIPS » doivent faire l’objet d’une revue de leur critère de performance afin d’en justifier la maitrise dans le temps ;

-

L’exploitant systématise la vérification, après toute modification et/ou réparation entrepris, que les performances de ces éléments « EIPS » ne sont pas affectées.

L’approche de détermination et de sélection de ces éléments « EIPS » est la suivante :

-

Fonctionnalités Disponibilité Fiabilité Survivabilité Interactions

Les références normatives aux éléments importants pour la Sécurité (EIPS) :  N°4300-GN0271: Guide NOPSEMA, Control Measures and Performance Standards, 2012; 19 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

 UK S.I. 2005/3117, 2005-Offshore Installations (Safety Case) Regulations 2005 ;  PSA, 2013-Principles for barrier management in the petroleum industry ; 2.5. Les boucles instrumentées de sécurité SIF, SIS et SIL : Le diagnostic doit prendre en charge les points suivants : -

Le niveau d'intégrité de sécurité (SIL) et toutes les fonctions instrumentées de sécurité ;

-

La fiabilité des éléments des fonctions instrumentées de sécurité (SIF) et les boucles d’arrêt et des dispositifs de protection installés ;

-

La fiabilité du système instrumenté de sécurité (SIS) ;

Les systèmes doivent être conçus et construits conformément aux codes, normes ou pratiques en vigueur. Il y a lieu de : -

Confirmer qu’une étude SIL a été effectuée ;

-

Dans le cas contraire, procéder à une revue SIL ;

-

Étude de faisabilité et Plan d’action final ;

A titre de rappel : -

Une fonction instrumentée de sécurité (SIF) est une fonction (une boucle de sécurité indépendante ou un verrouillage) à mettre en œuvre destinée à atteindre ou à maintenir automatiquement un état de sécurité pour le processus par rapport à un événement dangereux spécifique (CEI 61511) ;

-

Un niveau d'intégrité de sécurité (SIL) est une fonction ou mesure de réduction des risques fournie fonction instrumentée de sécurité spécifique qui est mise en œuvre par un système instrumenté de sécurité ;

-

Un système instrumenté de sécurité (SIS) est un système d'instruments utilisé pour mettre en œuvre une ou plusieurs fonctions instrumentées de sécurité permettant de détecter toute condition « hors contrôle » et de ramener automatiquement le processus à un état sûr.

Les références normatives « safety Instrumented System & function (SIF/SIS)  IEC 61511 (2nd édition 2016): Sécurité fonctionnelle - Systèmes instrumentés de sécurité pour le secteur des industries de transformation ;  IEC 61508 : Sécurité fonctionnelle des systèmes électriques, électroniques, électroniques programmables relatifs à la sécurité ;  Les normes ISA 84 et ses rapports techniques ; 2.6. Le système de détection feu & gaz (FGS) : Le diagnostic doit prendre en charge les points suivants : -

Analyse de l’intégrité FGS ;

-

Étude de couverture FGS ;

-

Étude de faisabilité et Plan d’action final.

Les références normatives relatives à la détection Feu & Gaz (FGS):  NFPA 72. 2010. National fire alarm and signaling code ; 20 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

 EN 54. 2011. European Union standard for fire detection and fire alarm systems ;  BS 5839-1:2002. Fire detection and fire alarm systems for buildings ;  ISA 84.00.07. 2010. Guidance on the evaluation of fire and gas system effectiveness. 2.7. Atmosphères explosives (ATEX) Le diagnostic de cette partie doit prendre en charge les points suivants : -

Identification et caractérisation des zones à risque d’explosion ;

-

Vérification de l’adéquation du matériel électrique et non électrique en zone à risque d’explosion ;

-

Vérifier la pertinence et la performance des systèmes de prévention et de protection mis en place ;

-

Réalisation d’analyse de risque spécifique créer par ces Atmosphères explosives (ATEX) pour les équipements non conformes ;

-

Plan d’actions pour la prise en charge des insuffisances relevées.

Les références réglementaires et normatives relatives aux Atmosphères explosives (ATEX) :  Instruction de l’ARH N°6 du 31 janvier 2017 relative aux mesures techniques et organisationnelles pour la maitrise du risque d'atmosphères explosives ATEX ; 

IEC 60079 : Atmosphères explosives ;

 EN 13463 : Appareils non électriques destinés à être utilisés en atmosphères explosibles;  Guide IP15 : Area classification code for installations handling flammable fluids (UK) ;  API-RP-500 : Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class-I ;  API-RP-505 : Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Zone 0, Zone 1, and Zone-2.  NFPA 497 : Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases, or Vapors and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas ;  La norme CEI 60079 relative aux exigences générales pour la construction, les essais et le marquage des équipements électriques et des composants destinés à être utilisés en atmosphères explosibles.

21 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

3.

PROTECTION DE L'ENVIRONNEMENT DANS LE CADRE DU DEVELOPPEMENT DURABLE

3. PROTECTION DE L'ENVIRONNEMENT DEVELOPPEMENT DURABLE

DANS

LE

CADRE

DU

Cette partie comporte trois (03) points : 1. L’existence d’une étude d’impact sur l’environnement ou l’audit environnemental, selon le cas, approuvée conformément à la réglementation en vigueur et la mise en œuvre des recommandations qui en résultent ; 2. La mise en œuvre, in situ, du plan de gestion de l’environnement ; 22 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

3. L’existence des éléments et équipements importants pour l’environnement (EIPE) et de leur gestion. 3.1. Etude d’impact sur l’environnement (EIE) ou l’audit environnemental (AIE) Conformément à la loi n° 03-10 du 19 juillet 2003 relative à la protection de l'environnement dans le cadre du développement durable, les installations et ouvrages, qui par leurs incidences directes ou indirectes, immédiates ou lointaines sur l’environnement et notamment sur les espèces, les ressources, les milieux et espaces naturels, les équilibres écologiques ainsi que sur le cadre et la qualité de la vie, sont soumis au préalable, selon le cas, à une étude d’impact ou à une notice d’impact sur l’environnement et approuvée selon les conditions fixées par la réglementation en vigueur. Sont soumis à une étude d’impact sur l’environnement (EIE), les activités de recherche et de prospection des hydrocarbures portant sur : -

Les forages de recherche et les forages stratigraphiques ;

-

Les travaux sismiques ;

-

La construction de bases de vie ;

-

La construction de routes d’accès.

Ils sont soumis, également, à une étude d’impact sur l’environnement (EIE), les activités d’exploitation des hydrocarbures portant sur : -

Les puits producteurs d’hydrocarbures liquides ou gazeux ;

-

Les puits injecteurs de gaz, d’eau, de dioxyde de carbone (CO2) ou tout autre effluent ;

-

Les réseaux de collectes et de dessertes reliant les puits aux centres de traitement des hydrocarbures ;

-

Les centres de traitement et de production des hydrocarbures ;

-

Les installations de compression de gaz ou de pompage d’eau pour des fins de réinjection ou de gas-lift ;

-

Les canalisations d’expédition des hydrocarbures vers le réseau de transport et les terminaux d’hydrocarbures ;

-

Les constructions réalisées sur le périmètre d’exploitation notamment les bases de vie, les bâtiments, les bureaux administratifs, les magasins et les ateliers ;

-

Les routes d’accès aux puits, aux centres de traitement et de production et aux bases de vie.

L’étude d’impact sur l’environnement doit être réaliser par des bureaux d’études et experts agréés. La pré-qualification de ces bureaux spécialisés, habilités à réaliser ces études d’impact sur l’environnement (EIE) dans le domaine des hydrocarbures, est à la charge de l’Autorité de Régulation des Hydrocarbures (ARH). L’étude d’impact sur l’environnement (EIE) est approuvée, après consultation des Départements Ministériels et des Wilayas Concernées, par l’autorité de régulation des hydrocarbures (ARH), selon les modalités et procédures déterminées. Donc, la personne effectuant le diagnostic doit s’assurer que : 23 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

-

Une étude d’impact sur l’environnement (EIE) est disponible pour l’établissement concerné

-

L’étude d’impact sur l’environnement (EIE) est réalisée, par un bureaux d’études agréés et habiliter conjointement par l’Autorité de Régulation des Hydrocarbures (ARH) et le Ministère chargé de l’environnement ;

-

L’étude d’impact sur l’environnement (EIE) est réalisée conformément aux dispositions du Décret exécutif n° 08-312 du 5 octobre 2008 fixant les conditions d’approbation des études d’impact sur l’environnement pour les activités relevant du domaine des hydrocarbures ;

-

L’étude d’impact sur l’environnement (EIE) est approuvée par l’autorité de régulation des hydrocarbures (ARH) ;

-

Toutes les recommandations issues de l’étude d’impact sur l’environnement (EIE) sont mises en œuvre par l’exploitant et leur suivi est assuré à travers les plans d’actions y afférents ;

Il doit également, vérifier si les conditions d’actualisation de l’étude d’impact sur l’environnement (EIE) sont réunies, en particulier : -

A la suite de toute modification du périmètre des activités « hydrocarbures », de la dimension des installations, de la capacité de traitement et/ou de production ou des procédés technologiques prévus ;

-

A la suite d’une addition d’un forage de nouveaux puits ou de nouvelles campagnes de sismique ;

-

A la suite d’une addition d’un forage de nouveaux puits de recherche ou de développement, de nouvelles campagnes de sismique ou la construction de nouvelles installations ;

Les références réglementaires et normatives relatives aux Etude d’impact sur l’environnement (EIE) ou l’audit environnemental (AIE) :

 La loi n°19-13 du du 11 décembre 2019 régissant les activités d’hydrocarbures ;  Loi n° 03-10 du 19 juillet 2003 relative à la protection de l'environnement dans le cadre du développement durable ;  Décret exécutif n°07-144 du 19 mai 2007 fixant la nomenclature des installations classées pour la protection de l’environnement ;  Décret exécutif n°06-198 du 31 mai 2006 définissant la réglementation applicable aux établissements classés pour la protection de l’environnement ;  Décret exécutif n° 08-312 du 5 octobre 2008 fixant les conditions d’approbation des études d’impact sur l’environnement pour les activités relevant du domaine des hydrocarbures ; Le processus d’approbation de l’étude d’impact sur l’environnement (EIE) ou l’audit environnemental (AIE) est le suivant :

24 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

3.2. Le plan de gestion de l’environnement (PGE) : Le plan de gestion de l’environnement (PGE) est une partie intégrante de l’étude d’impact sur l’environnement, tel qu’exigé par le Décret exécutif n°08-312 du 5 octobre 2008 fixant les conditions d’approbation des études d’impact sur l’environnement pour les activités relevant du domaine des hydrocarbures et c’est une exigence de l’ARH à travers l’instruction n°02 référencée n°371/ARH/HSE/11 du 26 avril 2011, relative au Plan de Gestion Environnemental (PGE) obligatoire au niveau des sites opérationnels. Il est également, un outil permettant la gestion de l’environnement au sein de l’établissement concerné. L’objectif étant la description des mesures de prévention et de gestion des risques environnementaux associés auxdites activités conformément à la législation et à la réglementation en vigueur en matière d’environnement. Il doit comprendre obligatoirement la description du programme de suivi des mesures de prévention et de gestion mises en œuvre par le demandeur en vue d’éliminer, d’atténuer et/ou de compenser les impacts environnementaux nocifs. En effet, la personne effectuant le diagnostic doit s’assurer que :

25 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

-

Le Plan de Gestion de l’Environnement (PGE) découlant de l’étude d’impact sur l’Environnement est disponible au niveau de l’établissement concerné conformément au Décret Exécutif n° 08-312 suscité ;

-

Le Plan de Gestion de l’Environnement (PGE) est implémenté sur site et contient tous les éléments requis, notamment : o Le plan de prévention et de maitrise des pollutions (fuites, déversements, décharges à l’atmosphère etc...) durant la phase de construction, la phase d’exploitation et la phase d’abandon ; o Le plan d’intervention en cas de pollution ; o Le plan de gestion des déchets ; o Le plan de gestion des sites et sols contaminés ; o Le plan de gestion des rejets liquides et gazeux ; o Le programme de surveillance et de suivi des impacts environnementaux ; o Le plan d’utilisation optimale des ressources naturelles ; o Le plan de gestion des produits chimiques ; o Le plan d’information et sensibilisation environnementale ; o Le programme d’audit environnemental ; o Le programme d’abandon et de remise en état des lieux. 3.3. Les éléments et équipements importants pour l’Environnement (EIPE) :

Les éléments importants pour l’Environnement (EIPE), en prévention comme en protection / intervention, doivent être issues des études réglementaires et/ou d’une identification et évaluation des risques. Ces éléments « EIPE » sont soumis à une gestion particulière afin de s’assurer de leur fonctionnalité, disponibilité, fiabilité et interaction et indépendance et visent souvent à contrôler les dérives dangereuses d’un ou plusieurs paramètres physiques ou chimiques (niveau, pression, température, conductivité, résistance, pH, concentration…). Donc, la personne effectuant le diagnostic doit s’assurer que : -

L’exploitant dispose d’une approche d’identification de ces éléments « EIPE », les critères de leur performance et un système de maintenance requise pour ces éléments « EIPE » incluant les tests et contrôle périodiques ;

-

Ces éléments « EIPE » sont identifiés et inventorier par le site concerné ;

-

Ces éléments « EIPE » doivent faire l’objet d’une revue de leur critère de performance afin d’en justifier la maitrise dans le temps ;

-

L’exploitant systématise la vérification, après toute modification et/ou réparation entrepris, que les performances de ces éléments « EIPE » ne sont pas affectées.

L’approche de détermination et de sélection de ces éléments « EIPE » est la suivante : 26 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

-

Fonctionnalités Disponibilité Fiabilité Survivabilité Interactions

Les références réglementaires et normatives aux éléments importants pour l’Environnement (EIPE) :  Instruction de l’ARH n°168 du 28 février 2011, relative à la protection des bourbiers par des clôtures ; 

N°4300-GN0271: Guide NOPSEMA, Control Measures and Performance Standards, 2012;

 UK S.I. 2005/3117, 2005-Offshore Installations (Safety Case) Regulations 2005 ;  PSA, 2013-Principles for barrier management in the petroleum industry ;  DNVGL-RP-G104-Identification and management of environmental barriers. 4. Grille d’évaluation des risques et niveaux de criticité L'évaluation de la criticité doit résulter d'une démarche de description et d'analyse fonctionnelle de toutes les installations et équipements ainsi qu’aux produits qu’ils contiennent. Cette démarche de description et d'analyse doit se baser sur l’inventaire de tous les équipements et appareils sous pression, qu’ils soient ou non soumis à la règlementation, les bacs et sphères de stockage, les systèmes électriques, les systèmes instrumentes de sécurité, les accessoires de sécurité, les systèmes et moyens de traitement et de prévention de la pollution, ainsi que les structures de génie civil. Les résultats d’évaluations issues des études de dangers (EDD) et d'impacts sur l'environnement (EIE) doivent être exploites et prises en charge. L'évaluation de la criticité est un outil d’identification, d’hiérarchisation et de priorisation des actions à entreprendre qui doivent être établies en fonction du niveau de criticité associé à la non-exécution de ces actions. Pour l'évaluation des risques et les niveaux de criticités des installations et des équipements la grille de criticité suivante peut être utilisée. Gravite G1 

G2 

G3 

G4

27 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021

Fréquence

Mineure

Moyenne

Majeure

Catastrop hique

F1

Défaillance pratiquement inexistante

F1-G1

F1-G2

F1-G3

F1-G4

F2

Défaillance rarement apparue

F2-G1

F2-G2

F2-G3

F2-G4

F3

Défaillance apparue occasionnellement Défaillance apparue fréquemment

F3-G1

F3-G2

F3-G3

F3-G4

F4-G1

F4-G2

F4-G3

F4-G4

F4

Figure 01. Grille de criticité

La combinaison de la Fréquence et de la Gravite doit préciser les trois niveaux de criticité (élevée, intermédiaire et non critique). Elevée

Nécessitant une prise en charge prioritaire et immédiate

Intermédiaire

Nécessitant une analyse approfondie et des mesures complémentaires à travers une plan d'actions pour une prise en charge effective

Non critique

Ne présentant pas de risque et/ou de non-conformité

Cette grille de criticité permet de : -

Prioriser les recommandations ;

-

Planifier les actions de réhabilitation ;

-

Mettre en conformité les installations et les équipements.

L'évaluation de la fréquence doit tenir compte des éléments suivants : -

La conception et de la construction ;

-

Les modes et les vitesses de dégradation des métaux ;

-

Les conditions de fonctionnement des procédés ;

-

L'efficacité des programmes de maintenance ;

-

L’expérience dans le domaine.

L'évaluation de la gravite doit tenir compte des éléments suivants :

-

Les et spécifications des produits en usage et leurs caractéristiques intrinsèques ;

-

Les quantités susceptibles d'être libérées en cas de perte de confinement ;

-

Les conditions de fonctionnement des procédés ;

-

La vulnérabilité de l'environnement avoisinant.

28 Protocole du diagnostic de mise en conformité réglementaire conformément au Décret Exécutif n°….2021